Файл: Для достижения поставленной цели поставлены следующие задачи.docx

В условиях эксплуатации скважин Манчаровского месторождения установки СШН состоят в основном из станка-качалки 7 СК 8-3, 5-4000, насосных труб НКТ-73 и насосных штанг (рис 1.4)



Рис 1.4 Станок- качалка

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Система сбора нефти и газа в НГДУ «Чекмагушнефть»

В настоящее время на Манчаровском месторождении основными объектами разработки являются продуктивные пласты терригенной толщи нижнего карбона и карбонатные пласты турнейского яруса, а также пласты кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона.

Сбор нефти и газа осуществляется по герметизированной однотрубной системе. На месторождении расположены УПС – Исанбаево, УПС – Тамьяново. Кроме того, на Крещено-Булякской площади у БКНС – 2 построена и работает установка трубная наклонная очистки и сброса попутной пластовой воды (УТНСВ), которая предназначена для путевого сброса воды. Также предполагается установить УТНСВ на Яркеевской площади у БКНС-3, Исанбаевской и Иманликулевской площадей у УЭЦН. В Тамьяново у БКНС-4 ведется строительство УТНСВ.

На УПС – Исанбаево ведется предварительная подготовка продукции скважин Исанбаевской площади.

По существующей технологической схеме на УПС – Исанбаево продукция скважин с обводненностью выше 90% и температурой (зимой 4-7^o и летом 15-20 ^oС) поступает в депульсатор. В депульсаторе отбирается часть газа, а водогазонефтяная смесь направляется в сепараторы первой ступени (2 шт. V=100 м³).

Здесь при давлении 0.22 МПа происходит сепарация, а затем в резервуаре (РВС – 2000 м³) отделяется вода и нефть с частью воды откачивается на УПС – Яркеево, а вода – в систему ППД. Газ, выделившийся в депульсаторе и в сепараторе нефти, поступает в газосепаратор, где после отделения конденсата полностью расходуется на собственные нужды

На входе продукции скважин на УПС и на выходе из УПС предусмотрена подача деэмульгатора.

На УПС – Яркеево по существующей технологической схеме в депульсатор поступает продукция скважин Яркеевской площади с обводненностью свыше 90% и нефть Исанбаевской УПС.

Температура нефти зимой 4-6 ^oС, а летом 15-20 ^oС. В депульсаторе происходит отделение части газа и жидкости. Затем в нефтегазосепараторе (2 шт. V=100 м³) при давлении (P=0.25 МПа) происходит дополнительная сепарация и далее жидкость поступает на УСТН, где происходит вторая ступень сепарации и затем до отделения воды поступает в РВС (2 шт. V=2000 м

---

³).

Нефть после РВС откачивается на НСП – Манчарово а вода в систему ППД. Выделившийся газ в депульсаторе и нефтегазосепараторе поступает в газосепаратор и после отделения капельной жидкости частично используется на собственные нужды, а затем остальная часть по газопроводу направляется на НСП – Манчарово.

На входе продукции скважин на УПС и на выходе из УПС предусмотрена подача деэмульгатора.

На УТНСВ Крещено-Булякской площади у БКНС - 2 проводится путевой сброс до 70% воды. После сброса воды жидкость откачивается на НСП – Манчарово, а вода поступает в систему ППД. В настоящее время на УПС – Тамьяново проводится предварительная подготовка продукции скважин, поступающей с Кувашской и Тамьяновской площадей. Газоводонефтяная смесь с обводненностью свыше 90% и температурой (зимой 4-6 ^oС, а летом 12-16 ^oС) поступает в нефтегазосепаратры (2 шт. V=115 м³), где при давлении 0.3 МПа происходит разгазирование, а затем в РВС – 5000 происходит отделение воды. Отделившаяся нефть пройдя буферную емкость откачивается на НСП – Манчарово, а вода из РВС поступает в систему ППД.

Выделившийся газ в нефтегазосепараторе после газосепаратора используется на собственные нужды, а основная часть по газопроводу направляется на НСП – Манчарово.

На входе продукции скважин на УПС и на выходе (перед насосом) предусмотрена подача деэмульгатора.

В настоящее время на УПС проводится монтаж депульсатора перед нефтегазосепаратором и УСТН перед резервуаром (РВС) (отстойником воды).

На НСП – Манчарово проводится предварительная подготовка и окончательная подготовка продукции скважин, поступающей с Манчарово-Игметовской, Абдуллинской и Иманликулевской площадей, а также нефтей, поступающих с УПС – Исанбаево, УПС – Яркеево, УТНСВ – Крещено-Булякской и УПС – Тамьяново.

Газ, поступающий с УПСов и выделившийся газ на НСП – Манчарово по газопроводу поступает на птицефабрику – Дюртюли, асфальтобетонные заводы – 4 шт., котельные (пароводоснабжение) и также на самом ТХУ – Манчарово. В качестве реагента – деэмульгатора на ГЗУ, УПСах и НСП – Манчарово используются деэмульгаторы типа «Дипроксамин», «Реапон», «Сепарол», «Проксамин», «Сепарол WF» в количестве 100 г/т.(10)

2.2 Условия образования водо-нефтяной эмульсии

Вода и нефть часто образуют трудно разделимую нефтяную эмульсию, В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Та жидкость,

---

которая образует взвешенные капли, называется дисперсной фазой, а та, в которой взвешены капли, — дисперсионной средой. Смолистые нефти, содержащие нафтеновые кислоты или сернистые соединения, отличаются большей склонностью к образованию эмульсий. Эмульгированию нефти способствует также интенсивное перемешивание ее с водой при добыче.

Рис 2.1. Водонефтяной эмульсии

 Обезвоживание нефти. Свойства водонефтяных эмульсий Г46 в значительной степени зависят от физико-химических свойств составляющих их жидкостей, присутствия в них естественных эмульгаторов, интенсивности перемешивания, способа добычи нефти, условий эксплуатации нефтяного месторождения и т. д. Нефти различных месторождений способны к образованию стойких эмульсий, для разрушения которых требуется применение специальных методов, и нестойких, которые легко расслаиваются на составляющие нефть и воду. Для успешного инженерного решения по выбору технологии обезвоживания нефти важно знать механизм образования и разрушения эмульсий.

 Интенсификация процессов добычи и подготовки нефти заводнением нефтяных пластов и применением тепловых методов воздействия на нефтяные эмульсии позволяет резко увеличить нефтедобычу и получать товарную нефть высокого качества. Однако наблюдаемое при этом нарушение равновесия в насыщенных солями пластовых водах, связанное с опреснением их, приводит к образованию отложений во всей технологической цепи оборудования — от нефтяной скважины до установки подготовки нефти Отложения солей разнообразны по своему составу, но в основном это карбонат кальция (район Западной Сибири), сульфат кальция (Поволжье, Закавказье), сульфат бария (Казахстан). Образующиеся отложения резко снижают производительность технологических процессов добычи нефти, вызывают перегрев материала жаровых труб, аварии и простои оборудования и, как следствие, происходит загрязнение окружающей среды, а иногда и выход из строя полностью всего оборудования.

Интенсивное перемешивание нефти с водой при добыче приводит к образованию стойких водонефтяных эмульсий. Дисперсная фаза (капли воды) распределена в дисперсионной среде (нефти). Без поступления внешней энергии и специальных реагентов эмульсии не расслаиваются. Их высокая стабильность обусловлена присутствием нефтяных ПАВ (сернистых, смолисто-асфальтеновых веществ, нефтяных ки     слот и др.). Эти ПАВ являются сильными эмульгаторами, образующими на поверхности дисперсных частиц прочный адсорбционный слой, препятствующий слиянию и укрупнению частиц. Стабильность эмульсий зависит от физико-химических свойств нефти, размера частиц дисперсной фазы, температуры, интенсивности перемешивания, плотности и вязкости нефти. Чем больше степень дисперсности, тем меньше диаметр капли и тем устойчивее эмульсия. Мелкодисперсные эмульсии содержат капли диаметром менее 20 мкм (2 10 м), грубодисперсные — диаметром более 20 мкм.

---

 Изучение условий, вызывающих или способствующих образованию нефтяных эмульсий, показывает, что применение известных профилактических мероприятий при добыче нефти на промыслах часто ведёт к ослаблению или предотвращению образования эмульсий.

Отсюда, применение того или иного мероприятця должно быть основано на тщательном изучении существующего комплекса условий, включая приходо-расходные статьи- Причины эмульеации в поверхностных линиях и сборных системах легче поддаются устранению, чем в скважинах. В виду этого наибольшие успехи в борьбе с эмульсиями были достигнуты в области наземных методов.   

 Опыт показывает, что примерно треть добываемой нефти пред- ставляет собой эмульгированные водой нефти. Наиболее чистые нефти получаются при фонтанном способе эксплуатации скважин, наиболее эмульгированные — при компрессорном способе добыче нефти. Глубнннонасосная эксплуатация скважин дает значительно меньшее количество эмульгированной пефтп но сравнению с компрессорной добычей. Причиной образования нефтяных эмульсий является перемешивание нефти с пластовой водой.  

 Минеральные соли, содержащиеся в нефти не только в виде водных растворов, но и в виде кристаллов, в значительной степени усиливают процессы коррозии, снижают срок службы основного оборудования. Отмеченное влияние воды и солей на процессы добычи, транспорта и переработки нефти требует проведения отделения воды и солей от нефти и обеспечения содержания их в регламентируемом количестве. Процессы обессолива-пня и обезвоживания осуществляются на сборных пунктах нефтепромыслов на специальных установках перед подачей нефти в нефтепровод. Процесс обезвоживания усложняется при образовании стойких нефтяных эмульсий, основным показателем которых является их стойкость, характеризующая длительность разделения эмульсии на составные компоненты.   

 Однако нередко наблюдается образование устойчивой смеси из буровой воды, мельчайших кристалликов сопей и нефти. В таких случаях приходится считаться с так называемыми нефтяными эмульсиями. Практика показала, что смолистые нефти, богатые нафтеновыми кислотами или сернистыми соединениями, более склонны давать нефтятгые эмульсии. Образованию эмульсий способствуют также перекачки и некоторые методы добычи нефти, в частности применение эрлифтов (воздушных подъемников).    

---

 В начале эксплуатации пробуренных скважин нефть и газ поступают сухими, но затем к их гютоку начинает примешиваться вода, образуя эмульсию или аэрозоль. Эта пластовая вода содержит растворенные неактивные сульфаты и карбонаты Си, 8г и Ва. Изменение температуры и давления при добыче нефти и газа приводит к образованию на стенках труб прочных осадков солей, с которыми могут соосаждаться радий и его дочерние продукты. Удельная активность таких осадков может достигать 1,5 10 Бк/кг. Основной способ захоронения таких осадков на нефтяных и газовых промыслах во всех странах — это затопление их в морях и океанах. Так, в Северном море на английских промыслах, где месторождения характеризуются сравнительно низкой радиоактивностью, по крайней мере в 10 % скважин образуются осадки и накипь с активностью более 1000 Бк/г в количествах до 100 т в год (1988 г.) Экстраполируя эти данные на работу нескольких тысяч скважин (работающих во всем мире), получаем, что, с учетом их возросшей продукции, суммарный сброс радиоактивных осадков, содержащих Ка, достиг в 2000 г. 3,6-7,2 ТБк (100-200 Ки) в год.

 Кроме истинных растворов, которые имелись в виду выше, известны также различные коллоидные растворы, в которых нефть или продукты ее переработки принимают то или иное участие. Так, например, асфальтовые веш ества (асфальтены), растворяясь в нефти и ее продуктах, образуют не истинные, а коллоидные растворы. Сюда же должны быть отнесены разного рода нефтяные эмульсии, при образовании которых в зависимости от количественных взаимоотношений между компонентами нефть может играть роль либо дисперсионной среды (растворителя), либо дисперсной фазы (растворенного веп1ества). Особый практический интерес представляют водно-нефтяные эмульсии, с которыми нередко приходится иметь дело как при добыче нефти, так и при очистке различных ее дестиллатов.    

На промыслах Башкирии основными методами изоляции подошвенных вод являются гидравлический разрыв пласта на уровне водо-нефтяного контакта и задавка в образовавшиеся трещины вязкой нефти или гидрофобной эмульсии с последующей задавкой сравнительно небольших количеств цемента на водной или углеводородной основе. Задавка в трещины больших количеств обычных цементных растворов на водной или углеводородной основе невозможна, так как при прохождении этих растворов по трещинам, образованным в процессе гидроразрыва, происходит отфильтрование н    < идкой фазы, в результате чего твердая фаза, уплотняясь, препятствует дальнейшему проникновению цементного раствора в пласт.

---