Файл: Nachalo_otcheta.doc

Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

3.1.3. Обезвоживание

При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия - механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю, сплошную) среду и дисперсную (внутреннюю, разобщенную) фазу. По характеру дисперсионной среды и дисперсной фазы различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

- гравитационное холодное разделение;

- внутритрубная деэмульсация;

- термическое воздействие;

- термохимическое воздействие;

- электрическое воздействие;

-фильтрация;

- разделение в поле центробежных сил.

Рис. 5 Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа

1 - емкость; 2 - однотомный гидроциклон; 3 - направляющий патрубок; 4 - секция перетока; 5 -каплеотбойник; 6 - распределительные решетки; 7 - наклонные полки; 8 - регулятор уровня

Рис. 6 Принципиальная схема отстойника непрерывного действия

Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Принципиальная схема отстойника непрерывного действия приведена на рис. 5

Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество -деэмульгатор в количестве 15...20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

---

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45...80 °С.

Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1...2 %.

3.1.4.Обессоливание нефти.

Когда содержание хлористых солей превышает допустимые нормы, требуется дополнительная технологическая операция – обессоливание, т. е. удаление избыточного количества хлористых солей из товарной продукции.

Технологическая схема ступени обессоливания показана на рис. 7

Рис. 7 Принципиальная технологическая схема ступени обессоливания нефти

Нефть после ступени обезвоживания I нагревается в теплообменнике 1 и смешивается с промывочной пресной водой IV в количестве 5-10% от массы обрабатываемой продукции. Перед этим в ее поток вводят поверхностно-активные вещество – деэмульгатор II и (если в нефти содержатся неорганические кислоты) щелочь или соду III. Пресная вода диспергируется в нагревательной нефти до поступления в электродегидратор 2, в котором под действием электрического поля происходит слияние капель соленой и пресной воды. В результате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая накапливается затем в нефтеотделитель 3 для дополнительного отстоя. Уловленная в нефтеотделитель нефть с оборотной водой VII возвращается на прием электродегидратора, а дренажная водой VI сбрасывается в систему подготовки для поддержания пластового давления (ППД). Обессоливание нефть из электродегидратора V направляется на следующую ступень – стабилизацию .

3.1.5. Стабилизация нефти.

Стабилизация – снижение давления насыщенного пара на кольцевой ступени сепарации до норм для предотвращения потерь легких фракций нефти в результате испарения.

Ограничение на минимальное давление насыщенных паров товарной нефти обуславливает необходимость применения на некоторых месторождениях вакуумной или горячей сепарации на последней стабилизационной ступени. Отсутствие оборудования по утилизации газа низкого давления приводит к большим потерям газообразных продуктов сепарации последней ступени.

---

3.1.6. Установка комплексной подготовки нефти.

Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН).

Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рис. 7

Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 2, 5.

Нетрудно видеть, что в УКПН производятся обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. Причем для обезвоживания используются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т.е. сочетание сразу нескольких методов.

Рис. 8 Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти

1, 9, 11, 12 - насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор;

6 - стабилизационная колонна; 7 - конденсатор-холодильник; 8 - емкость орошения; 10 – печь; I - холодная "сырая" нефть; II - подогретая "сырая" нефть; III - дренажная вода; IV - частично обезвоженная нефть; V - пресная вода; VI - обезвоженная и обессоленная нефть; VII - пары легких

3.2. Система поддержания пластового давления.

На Южно-Ромашкинской площади закачка воды в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления ведется с 1957г.

Основной объем закачки воды от линейного заводнения приходится на северный разрезающий ряд. Южный приконтурный разрезающий ряд со временем совсем перестал существовать: часть скважин были ликвидированы из – за нерентабельности, часть переведены в другие категории.

В процессе разработки площади стало очевидным, что линейное заводнение является эффективным только для пластов с площадным распространением коллекторов. Продуктивные пласты горизонта Д₁ неоднородны и имеют прерывистое строение, поэтому на Южно-Ромашкинской площади линейное заводнение считается недостаточным.

---

Для усиления воздействия линейной системы заводнения с начала разработки на площади произведен перенос нагнетания в 11 скважинах. На 1.01.07г. по этим скважинам закачано 9156 тыс. м³ воды, дополнительно добыто 1786,8 тыс. т. нефти.

Для предупреждения оттоков нефти ведется закачка воды в законтурные скважины. С начала разработки в 3 скважины закачано 455,7 тыс. м³ воды, дополнительная добыча составила 48,9 тыс. т.

Циклическое заводнение является одним из наиболее эффективных методов повышения нефтеизвлечения.

На Южно-Ромашкинской площади циклическое заводнение начали осуществлять с 1983г. Ежегодно под циклическое заводнение, в среднем, переводилось 10 –20 скважин.

Схемы водоснабжения для заводнения пластов могут отличаться друг от друга в зависимости от условий каждого района. Однако любая схема состоит из следующих основных элементов:

1. водозаборные сооружения, предназначенные для забора воды
   из водоисточников и подачи ее в водопроводную сеть или на водоочистную установку;

2. водоочистная установка (если требуется очистка воды);

3. сеть магистральных и разводящих водоводов;

4. насосные станции для подачи воды в водопроводную сеть и
   закачки ее в нагнетательные скважины;

5. нагнетательные скважины.

В большинстве случаев применяют водозаборы закрытого типа с использованием подрусловых вод. Для этого в пойме реки бурятся мелкие скважины глубиной 10—30 м; скважины пересекают верх­ние водоносные слои, обычно состоящие из галечника и песка и питающиеся водами этой реки. Подрусловый слой галечника и песка является прекрасным естественным фильтром, и вода, получаемая из подрусловых скважин, не содержит механических примесей.

Кустовые насосные станции служат для непосредственной за­качки воды в пласт через нагнетательные скважины. Эти станции оборудуются мощными многоступенчатыми центробежными насосами высокого давления. В большинстве случаев применяются насосы производительностью 150—250 м³/ч и напором 600—1000 м вод. ст.

Распределение воды по нагнетательным скважинам осуще­ствляется при помощи водораспределительных батарей, устанавли­ваемых на каждой кустовой станции. В батареях имеются диафрагменные счетчики, которые производят замер и учет закачиваемой воды.

Сведения о работе КНС по Южно-Ромашкинской площади.

Таблица 2

№ КНС	Тип насоса	Мощности по закачке, м3/сут	Рпр, кг/см2	Рвык, кг/см2	Количество нагн-ых скважин	Примечания
3	РЭДА-1000´180 ЦНС-45´1900	1000	15	180	32	Закачка циклическая по группам скважин
10	РЭДА-500´180	500	13	185	8
14	РЭДА-500´150	500	15	145	7
121	РЭДА-1000´180	1000	6	175	24
124	ЦНС-63´1400	3300	5	175	43	Закачка циклическая по группам скважин
122	ЦНС-63´1800	1500	8	185	24	— çç —
129	ЦНС-63´1400	1500	15	175	22

---

Для достижения наибольшей эффективности необходима реконструкция системы ППД с минимальным расстоянием КНС от объектов нагнетания.

Меры безопасности при обслуживании объектов ППД

На всех объектах цеха ППД запрещается проводить какие-либо работы при :

- обнаружение запаха газа.

-необходимом освещении .

-замазученности территории.

-отсутствии защитных средств.

1) запрещено сбрасывать воды из нагнетательных скважин и КНС на неопределенную территорию.

2) проходы и рабочие места в КНС, вокруг нагнетательных скважин должны сохраняться свободными, люки колодцев закрытыми.

3) насосные станции ППД характеризуются повышенным шумом поэтому пребывание персонала в машинном зале должно быть ограниченно.

4) каждое пусковое устройство насосного агрегата снабжается диэлектрической подставкой ,резиновыми ковриками, перчатками.

5) выкидные линии закачивающих агрегатов и трубопроводы , проходящие по поверхности должны быть закрыты кожухами.

6) никакие работы на территории станции без согласования с руководством цеха не допускаются.

3.3. Воды, используемые для закачки в пласт, необходимость их подготовки.

Для получения более высоких коэффициентов нефтеотдачи и достижения необходимых темпов извлечения нефти из недр в на­стоящее время широко применяются методы поддержания пластового давления путем нагнетания в залежь воды или газа. Нагнетание воды в пласт не только интенсифицирует разработку месторождения и обеспечивает: наибольший коэффициент нефтеотдачи, но и при­водит к увеличению давления в пласте, что удлиняет период фонтанного способа эксплуатации скважин.

Поддержание пластового давления в зависимости от размера площади месторождения может осуществляться двумя способами: 1) для сравнительно небольших месторождений — путем нагнета­ния воды в специальные скважины, расположенные за контуром нефтеносности; 2) для больших месторождений залежь «разрезается» рядами нагнетательных скважин на отдельные эксплуатационные блоки. Эти способы поддержания Пластового давления могут оказывать большое влияние на методы и качество подготовки воды к заводнению

Для поддержания пластового давления в пласт можно нагнетать как природные воды, так и сточные воды, имеющие в своем составе минеральные соли и эмульгированную нефть.

Сточная вода должна пройти предварительную очистку от мехпримесей (до 50мг/л) и нефтепродуктов (до 30мг/л). Наиболее широко используется способ очистки гравитационное разделение компонентов в резервуарах. Сточная вода с содержанием нефтепродуктов до 500 тыс. мг/л и мехпримесей до 1000 мг/л поступает в резервуары-отстойники сверху. Слой нефти, находящийся наверху , служит своеобразным фильтром и улучшает качество воды от нефти. Мехпримеси примеси осаждаются вниз и по мере накопления удаляются. Из резервуаров вода поступает в напорный фильтр.

---