Лениногорский нефтяной техникум
КУРСОВАЯ РАБОТА
Тема: Совершенствование очистки закачиваемых вод в системе поддержания пластового давления в условиях нефтегазодобывающего управления «Лениногорскнефть»
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Исходные
1.1. Характеристика геологического строения объекта эксплуатации
1.2. Коллекторские свойства продуктивных пластов
1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
2.1 Характеристика фонда скважин
2.2. Динамика технологических показателей разработки
2.3. Анализ выработки пластов
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1. Обзор существующей схемы и подготовки скважинной продукции в НГДУ «Лениногорскнефть»
3.2. Подготовка пластовой воды
3.3 Каскадная технология подготовки и очистки воды
3.4. Описание процесса гидроциклонной установки
3.5. Расчет приемистости нагнетательных скважин на участке высокого давления Зай-Каратайской площади площади
3.6. Расчет потерь давления при заводнение пластов в наземных трубопроводах и в скважине
3.7. Выводы и предложения
4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА
4.1 Техника безопасности и охрана труда при ППД
4.2. Противопожарная безопасность
5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.
5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды при ППД.
Заключение
Список использованной литературы
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Рисунок 1. Размещение площадей со схемами заводнения горизонта Д1 Ромашкинского месторождения
I - контур залежи горизонта Д1; II - линии разрезания; III, V - границы площадей; IV -очаги заводнения на площадях.
Площади: 1 - Миннибаевская, 2 - Абдрахмановская, 3 - Павловская, 4 - Зеленогорская, 5 - Южно-Ромашкинская, 6 - Зай-Каратайская, 7 - Альметьевская, 8 - Северо-Альметьевская, 9 - Алькеевская, 10 - Восточно-Сулеевская, 11 - Северо-Азнакаевская, 12 - Центрально-Азнакаевская, 13 - Южно-Азнакаевская, 14 - Чишминская, 15 - Березовская, 16 - Ташлиярская, 17 - Западно-Лениногорская, 18 - Куакбашская, 19 - Холмовская, 20 - Кармалинская, 21 - Южная, 22 - Восточно-Лениногорская, 23 - Сармановская, 24 - Уральская.
Существующее представление о линзовидном строении верхней пачки пластов и площадном - нижней не изменилось в процессе продолжающегося разбуривания площади.
Выделенные блоки не равнозначны по представительности той или иной группы пород. Для сравнения приведены результаты сопоставления площадей распространения этих групп по пластам в пределах каждого блока. Достаточно однозначно, как в целом по пласту, так и по блокам происходит увеличение доли коллектора сверху вниз. Из общей закономерности выпадает пласт « а» на втором и третьем блоках, по каждому доля коллектора выше, чем в нижележащих пластах пачки " б ".
Аналогичная закономерность прослеживается по высокопродуктивным неглинистым коллекторам, но с различной представительностью в строении пластов.
Естественно, что разная степень представительности групп пород в строении пластов является одним из главных аргументов, определяющих состояние выработки запасов нефти. Очевидно, что это также является одной из важнейших причин особенностей выработки запасов по блокам.
В силу многопластового строения горизонта Д1 становится очевидным многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. В результате обработки практически всех разрезов по скважинам они систематизированы в 6 типов с представительностью от 1 до 6 пластов. Кроме того, каждый из типов рассматривался с точки зрения возможных вариантов сочетания высоко и малопродуктивных коллекторов. В рамках выделенных типов разрезы сгруппированы в подтипы с их долей участия в строении объекта.
В процессе изучения особенностей геологического строения горизонта Д1 была оценена величина литологической связанности между пластами. Из приведенных данных и в сравнении с другими соседними площадями можно однозначно сказать, что пласты залегают достаточно обособленно друг от друга. Как и по другим площадям, сравнительно высокая связь отмечается между пластами "б1" и "б2" - 41%; "г1" и "г2" – 34% и несколько меньшая связь между остальными пластами. С одной стороны, как известно, наличие зон слияния способствует возникновению естественных очагов заводнения, что способствует интенсификации выработки запасов нефти. С другой стороны достаточная обособленность способствует эффективному использованию дифференциального подключения пластов к разработке. В этой связи данная площадь выгодно отличается от соседней Южно-Ромашкинской площади.
Таблица 1. Показатели эксплуатации скважин, оборудованных ШСН
| Показатели годы | 2007 | 2008 | 2009 |
| Эксплутационный фонд скважин | 398 | 476 | 583 |
| Действующий фонд скважин | 389 | 432 | 487 |
| Qж, м3/сут | 6.3 | 6.1 | 4.9 |
| Qн, т/сут | 3.3 | 2.9 | 2.4 |
| Обводненность, % | 47.6 | 52.0 | 50.6 |
| МПР, сут | 557 | 519 | 601 |
Из таблицы видно, что за последние три года отмечается повышение действующего фонда скважин с 2007 по 2009 год с 398 до 583 скважин, эксплутационный фонд скважин увеличился за последние 3 года на 185 скважин.
Средний суточный дебит по жидкости за анализируемый период с 2007 года до 2009 снизился с 6.3 м3/сут до 4.9 м3/сут. В 2009 году произошло уменьшение на 1.4 м3/сут и в 2002 году на 0.2 м3/сут по сравнению с 2007 годом.
Уменьшение среднесуточного дебита произошло за счет вывода из эксплуатации нерентабельных скважин, а так же за счет вывода из бурения малодебитных скважин.
Анализ среднесуточного дебита по нефти показывает постоянную тенденцию снижения его величины из-за роста обводненности продукции, а так же из-за снижения продуктивности скважин.
За период с 2007 по 2009 года средне суточный дебит по нефти снизился на 0.9т/сут. Время работы скважин между последовательно проводимыми ремонтами называется межремонтным периодом МРП. Он определяется для каждого способа эксплуатации по формуле :
М= 
(1)
где, Т – суммарное время данного способа эксплуатации скважин за данный период, сут.
Р- количество ремонтов на скважинах данного способа эксплуатации за тот же период.
МРП зависит от многих факторов правильного подбора оборудования, организациями эффективной борьбы с парафином, солеотложениями, постановкой исследовательских и профилактических работ.
Большое значение приобретает точность определений коэффициента продуктивности, потому что некоторые данные о параметрах пласта обуславливают правильный подбор оборудования скважины - в результате низкий МРП.
В 2007 –2009 годах в связи с неприемом нефти с товаротранспортными организациями было много вынужденных остановок скважин, в результате чего произошло искусственное снижение МРП скважин.
Анализ выработки пластов
С момента начала разработки блока отобрано 1959 млн. т. нефти. Это 43,0% начальных геологических и 89,9% извлекаемых запасов. Основная добыча нефти осуществляется в результате дренирования запасов высокопродуктивных неглинистых коллекторов, отбор из глинистых составляет 21%, из малопродуктивных - 4%.
Состояние выработки запасов нефтяных пластов на данном блоке в большинстве случаев лучше, чем на остальных, это практически касается всех пластов по всем категориям коллекторов. Здесь следует отметить высокую степень отработки запасов нефти первой группы неглинистых коллекторов по пластам пачки "б" и пласту "в". Так, например, по пласту "б1" осталось отобрать 0,3% извлекаемых запасов, по пласту "в" - 1,6%.
По пластам "а", "б2", "б3" в активную разработку вовлечены запасы нефти, связанные с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, о чем свидетельствует относительная величина остаточных извлекаемых запасов. По остальным пластам тенденция явного отставания.
Пласт “а” содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала разработки по пласту отобрано 71,9% от НИЗ нефти. Введены на нефть скважины 39484, 39485, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 6028в, 39477, 39487.В активную разработку за отчетный год вовлечено 22 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “б1” содержит 10,1 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефти составляет 70,7% от НИЗ нефти по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 39477, 39487. В активную разработку вовлечено 4 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “б2” содержит 12,9% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 77,8% от извлекаемых запасов по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486.Освоены под нагнетание воды скважины 6076а, 6304а, 39468, 39487.Дострел пласта произведен в нагнетательной скважине 6025б.В активную разработку за год вовлечено 34 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “б3” содержит 24,1% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 97,1% от НИЗ по пласту. Введена на нефть скважина 39485. В отчетном году под закачку освоены скважины 6076а, 6028в, 6304а, 39468, 39487. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6019б. В активную разработку в течении года введено 24 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “в” содержит 20,6% НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор нефти составил 89,8% от запасов по пласту. Под нагнетание воды освоена скважина 6076а. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6149а.
Пласт «г1» содержит 14,9% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 95,9% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Введена на нефть скважина 39485.Отключение пласта из-за обводнения произведено в скважинах 6149а, 6144б, 6156а.
Пласт «г2+3» содержит 4,0% от НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор составляет 99,8% от запасов по пласту. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6144б. В целом по блоку из 3078 тыс. т. текущих извлекаемых запасов около 50% связана с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, более 30% с малопродуктивными. Таким образом, структура запасов сместилась в сторону их существенного ухудшения и, естественно, все технологические решения, в основном должны будут акцентированы на выработку этих запасов.
Остаточные запасы нефти высокопродуктивных неглинистых коллекторов, главным образом, связаны с зонами частичного заводнения и могут быть извлечены известными гидродинамическими методами воздействия на пласт.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ .
3.1 Обзор существующей схемы и подготовки скважинной продукции в НГДУ «Лениногорскнефть»
В НГДУ «Лениногорскефть» применяется герметизированная высоконапорная система сбора и подготовки скважиной продукции.
Существующая система сбора и подготовки продукции скважин применяемая в НГДУ «Лениногорскнефть» отвечает всем основным требованиям:
- полную герметичность процесса сбора, транспортирования и подготовки,
- измерение количества продукции на каждой подключенной скважине,
- совместное или раздельное, после ГЗУ, транспортирование обводненной и не обводненной нефти газа,
- использование нефтесборных коллекторов для подготовки скважинной продукции к дальнейшей обработке (внутритрубная диэмульсация),
- сепарацию газа,
- подготовку товарной нефти (обезвоживание и обессиливание)
- подготовку сточной воды для ее дальнейшего использования в системе ППД,
- поточное измерение количества и качества продукции на различных этапах ее подготовки.
Основные преимущества такой схемы следующие:
- практически полное устранение потерь легких фракции за счет герметичности системы,
- возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля качество продукции,
- возможность в некоторых случаях транспортирования скважиной продукции по всей площади месторождения за счет давления на устьях скважин.
Преимущественно систему сбора и подготовку можно представить следующим образом. Нефть, газ и вода поднятые не поверхность из скважин, под устьевым давлением, по выкидным коллекторам направляются на групповые замерные установки (ГЗУ). При большом удалении скважины от ГЗУ в настоящее время но их устье устанавливаются счетчики (СКЖ) данные с которых по радиоканалу передаются на центральный диспетчерский пульт ЦДНиГ, а продукция направляется в общий коллектор идущий от ГЗУ или непосредственно на дожимную насосную станцию (ДНС). Все ДНС оборудованы сепараторами, в которых осуществляется первая ступень сепарации, отделившийся газ направляется на компрессорные станции, а сепарированная жидкость откачивается на Лениногорский ДНС и УПС. Всего на Лениногорский ДНС с УПС сепарированная жидкость поступает с ДНС№1 (ЦДНиГ-2), №34 и №55 (ЦДНиГ-1) и не сепарированная непосредственно с 2-х ГЗУ №1727 и №1738.
Для завершения процесса диэмульсации до поступления жидкости на ЛДНС с УПС (в целях интенсификации использования промыслового оборудования и уменьшении металлоемкости головных сооружений) на всех ДНС и некоторых отдельно взятых ГЗУ и скважинах установлены точки подачи хим.реагента. Данная совмещенная технология позволяет существенно улучшить технико-экономические показатели сбора и подготовки нефти, очистки пластовых вод и сепарации газа. При этом значительно сокращается количество аппаратов и сооружении, необходимых для обработки всего объема жидкости и газа, уменьшается вязкость перекачиваемой жидкости и соответственно гидравлические сопротивления при транспортировке скважинной продукции.
Подготовка пластовой воды
С 1967 по 1997 г.г на промыслах Татарии было очищено 4332 млн.м3 пластовых и сточных вод, использовано в системе ППД более 3453 млн.м3 (или 79,7 %). При этом за счет применения резервуаров и булитов с ЖГФ, технологии обработки продукции скважин в трубопроводах и резервуаров с гидрофильными фильтрами подготовлено около 2563 млн. м3 (64 %) с экономическим эффектом порядка 280 млн. руб. в ценах до 1991 г.
Разработанные институтом ТатНИПИнефть технологии и средства очистки сточных вод при ровном качестве их подготовки отличаются от зарубежных более высокой надежностью, производительностью и низкими удельными эксплуатационными и капитальными затратами. Ориентировка на западные технологии означала бы применение менее эффективных решений. Так, как удельные капитальные вложения для узла очистки воды производительностью 7 тыс. м3/сут девонской воды в отечественном варианте (при равном качестве очистки) в 16 раз ниже, чем на установках США и в 36 раз ниже, чем стоимость оборудования.
Между стоимостью очистных сооружении и глубиной очистки сточных вод от нефти существует гиперболическая зависимость. С повышением глубины очистки сточных вод от нефти стоимость очистных сооружений резко возрастает.
Так при увеличении степени очистки воды с 75 до 15 мг/л по нефти, стоимость очистных сооружений объекта производительностью 5,5 тыс. м3/ сутки возрастет в три раза и составит 1,5 млн. долларов. При общем объеме сточных вод в ОАО «Татнефть» 368 тыс. м3/сутки.
К имеющемуся оборудованию необходимо было бы дополнительно закупить еще 67 установок. Кроме того, необходимо очищать воду и на многочисленных новых объектах, потребность в которых диктуется соображениями рациональной разработки нефтяных месторождений Татарстана.
Первоочередные задачи по улучшению качества воды и реконструкции системы ППД:
1. Улучшение качества очистки сточных вод на всех объектах водоподготовки. Сложность ситуации состоит в том, что в связи с опреснением сточных вод, увеличением содержания в них нежелательных химических реагентов, формированием тонкодисперсной эмульсии нефти, в воде с размерами капель 5-10 микрон существенно повышается ее стойкость и ухудшаются технологические свойства.
Эта задача может быть решена путем совершенствования гидрофильных и гидрофобных фильтров и гидрозатворов, а также путем применения гидродинамических автофлотационных аппаратов.
2. Привести в соответствие существующие мощности очистных сооружений с ожидаемым объемом очистки сточных вод по всем объектам.
3. Анализ системы ППД и ее адаптация к новым условиям.
4. Разработка техники и технологии подготовки сточных вод в системе ступенчато-целевой их очистки, исключающей возможность загрязнения забоя нагнетательных скважин продуктами коррозии водоводов.
5. Промышленные испытания аппаратов для очистки воды различных фирм.
6. Разработка каскадной технологии глубокой очистки и закачки
сточной воды в зависимости от коллекторских свойств заводняемых пластов и реконструкция на этой основе всей системы ППД.
7. Разработка раздельной технологии очистка пластовых и промышленных ливневых вод для снижения скорости коррозии оборудования и водоводов.
8. Разработка технологий по обеспечению предварительного сброса пластовых вод из продукции скважин при ДНС и т.д. с использованием принципа наложения карт систем нефтегазосдора и ППД.
9. Разработка комплекса технологических процессов по защите системы ППД от сброса в нее качественных вод, что в свою очередь практически невозможно без аналогичной защиты установок подготовки нефти, строительства узлов переработки промежуточных работ на скважинах и трубопроводах, а также оснащения всех систем соответствующим оборудованием и приборами контроля.
10. Разработка индивидуальных технологий и подбор необходимых комплексов оборудования по площадям и участкам, позволяющих решить проблему глубокой очистки воды перед ее закачкой с получением значительного экономического эффекта за счет увеличения межремонтных периодов нагнетательных скважин, снижения энергозатрат на закачку воды в пласт, увеличения добычи нефти из пласта.
Основным исполнителем данной программы был определен научно-технический центр экологически чистых технологий "ЭКОТЕХ" под руководством профессора Тронова В.Л..
Экспериментально установлено, что при любой системе очистки фильтрация закачиваемой воды через пористую среду сопровождается снижением ее проницаемости, причем, если при прокачке ультрофильтрованной воды (0,2 микрон) темпы снижения составляют порядка 0,15 % на один поровый объем, то при закачке неочищенной речной воды это снижение доходит до 2,2 % на прокаченный поровой объем. После прокачки около 130 и 36 паровых объемов темп падения проницаемости уменьшается, соответственно, до 0,02 и 0,17 % на один поровый объем прокачки.
На основе комплексного анализа петрофизических характеристик коллекторов различных групп и классов горизонта Д1, Д0 и установленных явлений в процессе фильтрации различных типов вод сформулированы основные требования к закачиваемой воде.
Снижение приемистости нагнетательных скважин определяется большим числом независимых факторов (коллекторскими свойствами пласта, технологией вскрытия бурением, ОПЗ, конструкцией забоя скважин, коррозионными и другими процессами), в том числе и качеством закачиваемых вод.
Отмечено что снижение проницаемости пористой среды имеет место даже при фильтрации через нее чистого керосина, глицерина и бидистиллиробанной воды. Это свидетельствует о естественной деградации пористой среды и кольматации суженных участков пор собственными частицами, играющими роль прямых и обратных клапанов (при изливах и изменении направления фильтрации).
Более 90 опытов были осуществлены при фильтрации воды после фильтрации нефти и более 40 - через водонасыщенные керны. Водопроницаемость в конце опытов уменьшилось в 226 раз. При прокачке глицерина через высокопроницаемые керны (420 - 867 мД) падение проницаемости составило 20-80 %.
Для эффективного решения проблемы подготовки воды предлагается осуществить проектирование и реализацию системы очистки воды с использованием каскадной технологии, предусматривающей последовательное и направленное доведение качества воды до требований конкретного объекта заводнения, вплоть до нагнетательной скважины.
В проектах реконструкции системы ППД и по опережающим программам НГДУ по совершенствованию разработки слабопроницаемых пластов предусмотреть возможности оптимизации параметров нагнетания воды по скважинам, использования эффектов излива, очистки боды до базового качества на очистных станциях, использования перемычек для промывок водой, исключение возможности сброса некондиционных стоков в систему ППД, утилизацию водных нефтешламов в системах нефтегазодобычи, ППД и других специально предназначенных для этого объектах, замену металлических обсадных колонн некорродирующими (стеклопластиковыми) трубами, внедрение металлопластмассовых труб, изменение конструкции призабойной части скважины, улучшение качества вскрытия пластов, освоение нагнетательных скважин и осуществление ремонтных работ.
Одним из принципиально важных решений, предложенных в ходе выполнения программы безусловно стала каскадная технология.
3.3 Каскадная технология подготовки и очистки воды
Для каскадной очистки сточной воды поступающей на КНС подбирали технические средства, которые выпускаются промышленностью или же могут быть изготовлены в промысловых условиях. К ним относятся:
- горизонтальные отстойники с гидрофобным фильтром и РВС обеспечивающие подготовку сточной воды базового качества для закачки в пласты с высокой проницаемостью;
- гидроциклон, аппараты АОСВ 2/2, прошедшие эксплуатационные испытания на Куакбашской УПВСН и Горкинских ОС для очистки и закачки сточной воды в пласты со средней проницаемостью,
- фильтры типа "Экон" и установка «КОАЛЕСЦЕНТ» для доочистки и закачки сточной воды в пласты с низкой проницаемостью;
- вибраторы типа БГ 170/150, для диспергирования содержащихся в сточной воде примесей на устье нагнетательных скважин,
- фильтрующие элементы проточные (ФЭП) для отвода сточной воды высокого качества из разводящих водоводов;
- емкости для сбора шлама при доочистке сточной воды;
- центробежные насосы для подачи многократно раздавленного водой шлама на КНС для закачки в высокоприемистые нагнетательные скважины.
В процессе внедрения каскадной технологии в НГДУ "Лениногорскнефть" прошли испытания отечественные аппараты АОСВ 2/2 и ротационная гидроциклонная установка (РЦУ), а также импортный гидроциклон фирмы Серк-Бейкер и установка очистки пластовой воды (УОПВ) разработанная ООО «Экоцентр» г. Севастополь.
Испытания показали высокую эффективность АОСВ 2/2, улучшающего показатели качества воды по ТВЧ и нефтепродуктам в 3-4 раза.
Несмотря на некоторые конструктивные недостатки роторного гидроциклона, он также показал хорошие показатели по качеству и представляется нам перспективным аппаратом. Что касается импортного гидроциклона фирмы Серк-Бейкер, то здесь следует отметить недостатки в исполнении отдельных узлов, которые до сих пор не позволили выйти на запланированные показатели по качеству - 20 мг/л по нефтепродуктам, и ТВЧ. Что касается УОПВ, то установка - позволяет произвести глубокую очистку пластовой воды со стабильными показателями на выходе. Технология работы установки основана на коалесцирующем эффекте первого этапа очистки и фильтрации воды через кварцевый песок на втором этапе.
Однако к ряду положительных характеристик, как показали промышленные испытания, имеются и некоторые существенные недостатки как:
а) низкое давление на выходе установки т.е. меньше необходимого для прямого подключения на прием насоса типа REDА-500,
б) возможные проскоки песка.
в) сложность эксплуатации в зимнее время.
Это, а также высокая стоимость врядли позволит обеспечить широкое внедрение этих аппаратов на объектах водоподготовки ОАО "Татнефть".
Известен способ разделения водогазонефтяной смеси, включающий подачу водогазонефтяной смеси в наклонный депульсатор с последующим расслоением ее и отбором полученных фаз.
Более близок к предлагаемому «Способ разделения водогазонефтяной смеси» включающий перемещение потока водогазонефтяной смеси в ламинарном режиме, разделение его на пучок потоков, перемещение их под углом к горизонту и, после расслоения каждого, полученного в пучке потока, смешивание их в общий поток и отбор полученных фаз.
Недостатком как аналога, так и прототипа является недостаточная качественная очистка водогазонефтяной смеси, происходит это потому, что каждый пузырек газа стремится всплыть вертикально вверх, а при наклонном потоке на пузырек постоянно набегает новая порция водогазонефтяной смеси, заталкивая его вниз. Это при достаточно малом объеме пузырька не дает ему всплыть, то есть разделение водогазонефтяной смеси не происходит. Кроме того, при всплытии на поверхность потока пузырьки образуют стойкую пену плохо поддающуюся последующему разделению.
Задачей изобретения является повышение качества разделения водогазонефтяной смеси.
Поставленная задача решается описываемым способом, разделения водогазонефтяной смеси, включающим перемещение транспортируемого потока водогазонефтяной смеси в ламинарном режиме, разделение его на пучок потоков и, после расслоения каждого потока в пучке на фазы, слияние их в общий поток, новым является то, что транспортируемый поток последовательно перемещают в горизонтальном и наклонном направлениях разделению на пучок потоков подлежит только ядро транспортируемого потока, причем на горизонтальном направлении потоки в пучке перемещают по винтовой образующей, а на наклонном направлении потоки в пучке перемещают параллельно при встречном барбатировании потока на наклонном направлении пузырьками газа с химическим составом, идентичным или эквивалентным отслоенной газовой фазе. Исследования патентной и научно-технической литературы показали, что подобная совокупность существенных признаков на сегодня - является новой и ранее не использовалась, это, в сбою очередь, позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критерию "новизна".
.Транспортировка потоков пучка в горизонтальном направлении по винтовой образующей:
- уменьшает путь пробега пузырьков газа до их слияния в укрупненные пузырьки,
- увеличивает удельную поверхность контакта нефть-газ, что ускоряет процесс дегазации нефти и разрушение пен,
- расширяет область сдвиговых деформаций и сокращает область центральной поршневой воды, что приводит к интенсивному разрушению пены,
- придает каждому пузырьку тангенциальное ускорение, способствующее более быстрой транспортировке пузырька к краю потока и осаждению его на формирующие поток стенки.
Транспортировка пучка потоков в наклонном направлении при параллельном перемещении увеличивает длину пробега (относительно потока) барботажных пузырьков, что способствует лучшему слиянию их микропузырьками газа, растворенными в водогазонефтяной смеси. Кроме того, отслоенная фаза воды в каждом наклонном потоке соскальзывает по нижней его части вниз, где скапливается, и в последствии подлежит отбору.
Наличие стенок, формирующих пучок потоков, помогает коалесценции пузырьков, осаждая на себе пузырьки газа и, путем слияния последних, укрупняя.
Применение для барботирования газа с химическим составом, идентичным или эквивалентным отслоенной газовой фазе, позволяет избежать ненужных химических реакций.
Способ осуществляли в следующей последовательности. Половину трубопровода (КДФ) длиной 120 м и диаметром в 1 м разместили в горизонтальном положении, а другую - под наклоном в 3 градуса (в зависимости от рельефа угол наклона может быть от 2 до 4 градусов). В горизонтальном участке трубопровода разместили отцентрованный пучок полиэтиленовых труб, перекрывающий сечение трубопровода на 70%, длина пучка составляла 12 м, габаритный диаметр 0,7 м, пучок свернут по винтовой образующей на половину окружности (шаг полученного бинта 24 м). Внутренний диаметр полиэтиленовых труб для пучка составлял 68 мм. В наклонном участке трубопровода разместили отцентрированный пучок полиэтиленовых труб таких же размеров, только размещенных параллельно друг другу. Внизу наклонного участка трубопровода разместили душевые насадки. Для равномерного распределения газа вход каждой насадки снабдили переменным гидравлическим сопротивлением.
При работе ядро потока водогазонефтяной смеси разделяется на пучок потоков, проходящий внутри и между полиэтиленовыми трубами. В каждом потоке пучка происходит расслоение водогазонефтяной смеси а так как высота потоков сравнительно небольшая, то мельчайшие газовые пузырьки успевают всплыть вверх под верхнюю часть трубы. Одновременно приложенное к каждому пузырьку тангенциальное ускорение создает силу, прижимающую эти пузырьки в формирующей пучок потоков стенки, находясь там под гидростатичным давлением, они сливаются в большие пузырьки, которым, при слиянии пучка потоков в общий, достаточно плавучести для всплытия в верхнюю часть для последующего отбора. Полученный таким образом газ отделяют и подают в трубопровод с душевыми насадками. Последние отрегулированы таким образом, что в процессе работы из каждой идет приблизительно равное количество газа. Истекая из отверстий душевых насадок газ формируется в пузырьки, размеры которых в каждом конкретном случав разные и зависят от вязкости прокачиваемой водогазонефтяной смеси. Когда каждый из пузырьков увеличивается на столько, что сможет оторваться, он всплывает, по пути притягивая микропузырьки из водогазонефтяной смеси. А так как пузырьки всплывают против направления движения потока, то контакт их происходит с большей Массой водогазонефтяной смеси. После касания пузырьком потолка наклонного трубопровода он скользит вверх, сливаясь с другими такими же пузырьками.
Нефть и вода при перемещении по трубопроводу успевает разделиться, причем вода по наклонной части скатывается вниз и там ее отбирают, нефть отбирают из горизонтальной части трубопровода.
Таким образом водогазонефтяная смесь проходит две ступени очистки - на горизонтальном и на наклонном участке трубопровода. При необходимости каждый участок очистки можно повторять необходимое число раз.
Применение изобретения позволяет проводить качественное разделение водогазонефтяной смеси, при этом качество воды доходит до 40-50 мг/л по КВЧ (количество взвешенных механических частиц) и по нефти. При этом снижаются капитальные вложения на 65 %, уменьшаются взаимные перекачки дополнительных объемов пластовой воды.
Концевые делители фаз данной конструкции внедрены в НГДУ "Лениногорскнефть". Более чем двухлетняя эксплуатация подтвердила их высокую эффективность.
Закачка воды в соответствии с коллекторскими свойствами пластов и пропластков, вскрытых как индивидуальным, так и общим забоем при минимальной кольматации пор фильтрующих пород обеспечивает:
- увеличение текущей добычи нефти;
- извлечение из недр нефти, не поддающейся вытеснению
традиционными средствами;
- эффективную выработку как высоко, - так и слабопроницаемых пластов;
- кратное сокращение числа и длительности ремонтных работ по восстановлению приемистости нагнетательных скважин;
- осуществление ремонтных работ в экологически чистом вар анте;
- высокоэффективную, экологически чистую утилизацию нефтешламов, извлекаемых из очищаемой воды при минимальных затратах;
- дифференцирование по объему, качеству и сокращение на этой основе общих затрат на очистку закачиваемых вод;
- значительную экономию электроэнергии, затрачиваемую поддержание пластового давления.
Решению о качестве, количестве и технологии закачки вод предшествуют детальный геологический и петрографический анализ пластов, интерференции нагнетательных и добывающих скважин, выбор приемлемой технологии заканчивания скважин бурением, вскрытия пластов и вызова притока.
Эффективность применения каскадной технологии очистки воды в основном связана с:
- вовлечением в разработку пластов низкой проницаемости и увеличением извлекаемых запасов нефти в объеме закачки воды повышенного качества;
- снижением объемов очистки воды по высшему качеству;
- сокращением затрат на электроэнергию для закачки воды из-за снижения темпов роста давления закачки при сохранении приемистости скважин;
- увеличением межремонтных периодов скважин, связанных с ОПЗ, и связанной с этим дополнительной добычей нефти;
- снижением числа порывов водоводов за счет снижения ΔР;
- сокращением затрат на ремонтные работы, связанные с ОПЗ;
- уменьшением объемов шламов при изливах нагнетательных скважин при ремонтных работах;
- снижением числа вновь бурящихся скважин в связи с утратой приемистости пробуренных ранее;
- вовлечением в товарные поставки извлеченной из воды капельной нефти;
- проявлением экологического эффекта от снижения загрязнений окружающей среды при порывах трубопроводов с нефтесодержащими водами;
- исключением проблемы утилизации нефтесодержащих ТВЧ, характерной для других методов очистки и задачки пластовых вод;
- переводом части трубопроводов из высоконапорных в категорию низконапорных;
- снижением доли неэффективных затрат, связанных с бесполезной закачкой воды низкого качества в пласты, куда она поступать не могла в связи с кольматацией пор ТВЧ.
Рисунок 1. Принципиальная схема каскадной технологии очистки закачиваемых вод
I - головные очистные сооружения I группы качества воды; 2 - гребенка; 3 - водоводы первой группы качества; 4 - КНС - кустовые насосные станции; 5 - узел доочистки воды второй ступени; 6 - водовод воды второй ступени очистки; 7 - узел доочистки воды третьей ступени; 8 - водовод воды третьей ступени очистки; 9 - узел очистки воды четвертой ступени; 10-13 - нагнетательные скважины, принявшие воду первой, второй, третьей и четвертой ступеней очистки.
Рисунок 2. Технологическая схема гидроциклонной установки
1 - насос; 2 - .гидроциклон S-001; 3 - сброс мех. примесей; 4 - панель таймера; 5 - гидроциклон S-002; 6 - сброс в аварийную емкость; 7 - нефть; 8 - отчищенная вода;
Выводы
1. При применение каскадной системе отчистке, она показала высокую эффективность, улучшающего показатели качества воды по ТВЧ и нефтепродуктам в 3-4 раза.
2. Разработанные технологии и средства очистки сточных вод при ровном качестве их подготовки отличаются от зарубежных более высокой надежностью, производительностью и низкими удельными эксплуатационными и капитальными затратами.
3. Более 90 опытов были осуществлены при фильтрации воды после фильтрации нефти и более 40 - через водонасыщенные керны. Водопроницаемость в конце опытов уменьшилось в 226 раз. При прокачке глицерина через высокопроницаемые керны (420 - 867 мД) падение проницаемости составило 20-80 %.
Таким образом, внедрение каскадной подготовки и очистки воды, показали хорошие результаты в процессе опытов, и в последующей эксплуатации в НГДУ «Лениногорснефть».
Список использованной литературы
1. Тронов В.П., Тронов А.В. «Очистка вод различных типов для использования в системе ППД».- Казань: Фэн. 2001 - 560 с.
2. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра. 1978 - 448 с.
3. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти.- М.: Недра. 1974 - 320 с.
4. Бобрицкий И.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности.- М.: Недра. 1965 - 215 с.
5. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И. Бухаленко.- М.: Недра, 1983 – 399 с.
Лениногорский нефтяной техникум
КУРСОВАЯ РАБОТА
Дата: 2019-12-22, просмотров: 242.
