Файл: Методические указания по самостоятельной работе Составитель Заливин Владимир Григорьевич.pdf

24
1.2.8.Технология СО
2
для ПНО
Технология базируется на наличии мощного источника диоксид уг- лерода и возможности трубопроводной доставки реагента к месту его исполь- зования. По статистическим данным минимальная производительность источ- ника составляет 0.5 млн. м
3
/сут, газообразного СО
2
(1000 т/сут).
Технологический комплекс включает:
1. источник реагента
2. установку по обогащению реагента
3. установку по подготовке СО
2
к магистральному транспорту
4. хранилище углекислого газа у головных сооружений трубопровода
5. магистральный трубопровод, состоящий из перекачивающей (насосной или компрессорной) станции, промежуточных перекачивающих станций, ли- нейной трубопроводной части, узлов приема – запуска разделителей
6. хранилище углекислого газа в месте использования СО
2 7. агрегаты высокого давления для закачки СО
2
в пласт
8. распределительные пункты
9. нагнетательные скважины СО
2
, входящие в систему нагнетания воды или специально пробуренные
10. систему регенерации попутно добываемого СО
2 11. систему подачи регенерированного СО
2
в нагнетательную линию
(трубопроводы, насосы или компрессоры)
12. другие системы – защита от коррозии и гидратов, загущения СО
2
, контроля и управления, техники безопасности, охраны природы.
Укрупнено технологический комплекс диоксида углерода для повышения нефтеотдачи состоит из четырех систем:
1. источник
2. система магистральной транспортировки
3. промысловая система закачки
4. система повторного использования СО
2
Источники и система повторного использования СО
2
Диоксид углерода доступный и распространенный реагент, используется в химической отрасли. Содержится в качестве составного компонента в при- родных и искусственных смесях.
1.2.9.Основные источники СО
2
1. отработанные газы теплоэнергетических установок
2. генераторные газы
3. побочные или отходы химических заводов и комбинатов
4. природный газ
5. продукция месторождения или его смесей с другими газами
6. нефтяной газ
За рубежом получили наибольшее распространение – побочная продук- ция заводов по производству аммиака и водорода, природные газы, попутные газы, продукция месторождений с содержанием СО
2
более 50 %. Содержание
СО
2
в дымовых газах составляет 11-13 %. Объемы сырья для получения СО
2
за-

25 висят от мощности тепловых энергетических установок. Газы генераторных установок содержат не более 10 % диоксид углерода. Концентрация СО
2
в про- дукции химических предприятий составляет 90 %. Диоксид углерода может быть в жидком или газообразном состоянии. Объемное содержание СО
2
в про- дукции месторождений природного газа и конденсата составляет до 5 %. Аст- раханское месторождение до 20 % диоксид углерода.
Основная задача при получении чистого СО
2
это удаление сероводорода, который осуществляется с помощью испытанных процессов «MDEA»,
«Selexol». «MDEA» основан на растворимости сероводорода в метилдиэтано- ламине. «Selexol» основан на использовании растворителей типа диметил или полиэтиленгликолевый. Этот процесс рекомендуют совмещать с процессом
Клауса по получению серы. Установка Клауса обеспечивается сырьем (до 95 % сероводорода), а система воздействия на пласт реагентом с содержанием СО
2 более 90 %.
1.2.10.Схема получения СО
2
из продукции газовых месторождений
Исходное сырье («кислый» природный газ) сжимается до давления не- сколько превышающего давление магистрального трубопровода СО
2
(10.5
МПа) и охлаждается (в аппаратах воздушного охлаждения) до 38 0
С. Затем газ поступат в абсорбер, где в результате контакта с растворителем гликогелеевого типа из газа удаляется сероводород (типа . «Selexol» ). Продукт с содержанием сероводорода не более 0.01 % и содержанием СО
2
не менее 90 % поступает на головные сооружения трубопровода. Для 0.5 млн. м
3
/сут диоксид углерода со- ставляет 3650 кВт, расход пара низкого давления – 2 т/ч, реагента растворителя
9 кг/сут. При содержании в продукции более 70 % СО
2
природное месторожде- ние может разрабатываться как источник диоксид углерода. Потенциальные за- пасы месторождений СО
2
с давлением свыше 0.7 МПа составляют 900 млрд. м
3
(5 регионов США – Вайоминг, Центральное Миссисипи, Северо-Восточное
Нью-Мехико, Юго-Западное и Южное Колорадо), в Западной Сибири – Семи- довская залежь, где СО
2
содержится до 77 %. Газ подобных месторождений можно закачивать в нефтяной пласт без предварительной подготовки, доставка на территорию месторождения может быть осуществлена без перекачиваемых станций. Нефтяные газы можно рассматривать как вспомогательный источник закачки СО
2
, первоначальное объемное содержание диоксид углерода в нефтя- ном газе колеблется до 10 %. При высокой концентрации диоксид углерода в нефтяном газе разделение осуществляют при помощи растворителей.
Исходный газ, содержащий до 85 % СО
2
, насыщенный водой при 38 0
С и
0.28 МПа, сжимается в компрессоре до 2.1 МПа, смешивается с концентриро- ванным растворителем, охлаждается в абсорбере-охладителе и выпаривается в предварительном сатураторе. Испарившейся газ направляется в блочный «Се- лехол-абсорбер», где сырой газ контактирует с выпаренным растворителем.
Объемное содержание СО
2 в газе снижается до 2 %. Диоксид углерода сжима- ется до необходимого давления в многоступенчатых компрессорах для закачки в пласт. Для приготовления 300 тыс. м
3
/сут СО
2
составляет 1530 кВт, расход пара низкого давления 10.8 т/ч, охлажденной воды 9.5 м
3
/мин, реагента раство-

26 рителя 9 кг/сут. Экономичное получение чистого диоксид углерода – завод, тепловые энергетические участки, газовое месторождение, месторождения СО
2
Первичный источник диоксид углерода является аммиачный завод в г.
Стерлингтоне, побочные газообразные отходы которого транспортируются на месторождения по магистральному трубопроводу при давлении 9.5 – 12 МПа.
На первом этапе доля источника составляла 70 % или 0.3-0.4 млн. м
3
/сут.
Нефтяной газ – извлекается 1.1-1.2 млн. м
3
/сут, т.е. до 80 %.
1.2.11.Системы транспортировки и закачки СО
2
Схема 1
Бескомпрессорная перекачка применяется при незначительной протяжен- ности трубопровода. СО
2
находится в газообразном виде. Трубопровод рассчи- тывается таким образом, чтобы в процессе движения исключается возможность выпадение конденсата. Давление начальное ниже упругости паров.
Схема 2
Компрессорная перекачка. Применяется в тех случаях, когда давление поступающего от источника продукта недостаточно для осуществления бес- компрессорной перекачки. При протяженном трубопроводе целесообразно строительство промежуточной компрессорной станции.
Схема 3
Компрессорная перекачка с предварительным охлаждением. СО
2
вначале сжимается в компрессорах и переводится в новое термодинамическое состоя- ние – в область сверхкритической температуры и давления, т.е. Т
насыщения
> Т
кри- тической
, р нас
> р критической
. Затем осуществляется охлаждение и конденсация транспортируемой среды в теплообменном аппарате, в результате чего СО
2
пе- реводится в зону жидкого состояния. Аппарат воздушного охлаждения приме- нимы в условиях, когда температура окружающего воздуха не превышает 25 0
С.
Использовать можно, кроме Средней Азии. Охлажденный и полностью скон- денсировавшийся СО
2
подается в трубопровод Транспорт на всем протяжении осуществляется в жидком состоянии. При транспорте СО
2
в жидком состоянии давление на всасывающей линии промежуточных насосных станций составит 5-
7 МПа. От источника СО
2
поступает в жидком состоянии при Т
нас
< Т
крит
., Р
жид
> Р
нас
Схема 4
Безнасосная перекачка жидкого СО
2
. Перепад давления в системе в зим- нее время по сравнению с летним повышается на 1.5- 2 МПа, что увеличивает подачу СО
2
в зимнее время на 30-50 % по сравнению с летним.
Схема 5
Насосная перекачка жидкого СО
2
. Эту схему целесообразно осуществлять в 2 вариантах.
1. С предварительным охлаждением
2. Без него
2.Простая схема – без охлаждения применяется в том случае, если темпе- ратура поступающего от источника жидкого СО
2
достаточно низкая, давление

27 на приеме насоса невысокое, углекислый газ подается либо непосредственно, или после дросселирования.
Если газ имеет высокую температуру, а насосы допускают на приеме лишь небольшое давление, то следует использовать вариант с охлаждением. На практике СО
2
от источника может поступать из трубопровода в двухфазном со- стоянии.
Делать выбор охлаждение или нагревание следует в зависимости темпе- ратуры грунта в годовом разрезе.

28
Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопровождает- ся их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию пласт будет насыщен ад- сорбированными ПАВ.
При концентрации ПАВ раствором 0.1 % то требуется 5-10 объемов воды.
Система размещения скважин для применения ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Нет ограничений на сетку скважин. Закачка
ПАВ нагнетается в чисто нефтяную часть пласта.
Метод вытеснения водными растворами неионогенных ПАВ испытывал- ся на 35 участках залежей, в том числе и в Западной Сибири.
ПАВ могут быть анионактивные, катионактивные, неионогенные или комбинированные и могут варьировать от простых сульфатов до сложных. При проектировании заводнения ПАВ необходимо рассматривать параметры кон- кретного коллектора.
Технологические этапы и процессы, связанные с внедрением ПАВ
- централизованное хранение
- доставка к дозировочным установкам или к скважинам
- подготовка скважин, водоводов и другого оборудования к закачке рас- творов ПАВ
- исследования скважин и пластов
- смешение и подогрев реагентов на дозировочной установке, на сква- жине либо на других промысловых объектах
- дозировка и подача ПАВ в нагнетаемую воду
- закачка раствора ПАВ в нефтяной пласт
- контроль за процессом
Кроме того, проводятся лабораторные испытания – определение раство- римости ПАВ в воде, изменение поверхностного натяжения на поверхности раздела раствор ПАВ – нефть, определение адсорбции ПАВ на поверхности по- роды.
Поставка реагентов осуществляется в цистернах, металлических блоках вместимостью 300 л. Хранение, прием и отпуск ПАВ производится с централи- зованной базы для нефтяного района.
В соответствии с предложениями института БашНИПИнефть, например, при использовании реагента ОП-10, водовод и скважина промываются (по схе- ме от КНС) 0,05%-ным раствором с расходом 1000—1200 м
3
/сут до постоянства концентрации ПАВ и взвешенных частиц в выходящем из скважины потоке.
Если же ПАВ внедряется не с начала заводнения, то подготовительные работы более трудоемки, так как внутренняя поверхность водоводов и нагнетательных скважин к моменту закачки раствора ПАВ обычно бывает покрыта солями и продуктами коррозии металла, которые могут быть смыты раствором ПАВ.
Чтобы предотвратить связанное с этим снижение приемистости нагнетательных скважин водоводы и скважины промывают вначале слабо концентрированным раствором соляной кислоты, а затем 0,1 %-ным раствором ПАВ.
Перед переходом на закачку с ПАВ целесообразно провести необходимые исследования на скважинах. При необходимости на скважинах с малой приеми- стостью следует провести необходимые ремонтные работы. Отметим, что с це-