Подготовка пресной воды к закачке в продуктивные пласты реферат

Обновлено: 18.05.2024

Сточные нефтепромысловые воды,
поступающие на очистку, содержат:
•капельной нефти 100–500 мг/л
•твердых взвешенных частиц 50–150 мг/л
Размеры загрязняющих частиц от 2 до 60 мкм.
Основная объемная доля загрязнений
приходится на частицы диаметром 12–16 мкм

1 ПОКАЗАТЕЛИ И НОРМЫ КАЧЕСТВА ВОДЫ
1. Значение рН должно находиться в пределах от 4,5 до 8,5.
Фильтрационная характеристика
2. При снижении коэффициента премистости нагнетательных
скважин с начала закачки воды на 20% следует проводить работы по
восстановлению фильтрационной характеристики призабойной зоны
и, при необходимости, улучшать качество закачиваемой воды.
Совместимость с пластовой водой и породой
3. При контакте в пластовых условиях закачиваемой воды с
пластовой водой и породой коллектора может быть допущено
снижение фильтрационной характеристики в соответствии с п.2.
Размер частиц механических примесей и эмульгированной
нефти
4. При закачке воды в поровые коллекторы проницаемостью
свыше 0,1 мкм2 должно быть 90% частиц не крупнее 5 мкм;
• При закачке воды в поровые коллекторы проницаемостью до 0,1
мкм2 - не крупнее 1 мкм.

Содержание нефти и механических примесей
6. В зависимости от проницаемости и относительной
трещиноватости коллектора допустимое содержание
нефти и механических примесей устанавливается по
таблице 1 приложения1.
Содержание растворенного кислорода
7. Содержание растворенного кислорода не должно
превышать 0,5 мг/л.
Набухаемость пластовых глин
8. Набухаемость глин коллекторов в закачиваемой
воде не должна превышать значения их набухаемости в
воде конкретного месторождения.
Коррозионная активность
9. При коррозионной активности воды свыше 0,1
мм/год необходимо предусматривать мероприятия по
антикоррозионной
защите
трубопроводов
и
оборудования.

Содержание сероводорода
10. В воде, нагнетаемой в продуктивные коллектора,
пластовые воды которых не содержат сероводорода или
содержат
ионы
железа,
сероводород
должен
отсутствовать.
Наличие сульфатвосстанавливающих бактерий
(СВБ)
11. Не допускается присутствие СВБ в воде,
предназначенной для закачки в пласты, нефть, газ и вода
которых не содержат сероводород.
Содержание ионов трехвалентного железа
12.
При
заводнении
продуктивных
пластов,
содержащих сероводород, устанавливать возможность
образования сернистого железа, необходимость и
мероприятия для удаления ионов трехвалентного железа
из воды.

Нормы качества воды для системы ППД
ВИД КОЛЛЕКТОРА
Пористотрещиноватый,
трещиноватый
Слаботрещиноватый
Гранулярный
ДОПУСТИМОЕ
СОДЕРЖАНИЕ, мг/л
нефти мех.при железа
месей
25
30
2
15
10
1
1
2
0,5

2 КОНТРОЛЬ ЗА КАЧЕСТВОМ ПОДГОТОВКИ
ВОДЫ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОТБОРА ПРОБ
2.1 Технологические приемы очистки и подготовки
воды выбирают в соответствии с приложением 2.
2.2 Контроль за качеством подготовленной для
заводнения воды осуществлять: на выходе из
водоочистной установки и на устье наиболее
удаленной нагнетательной скважины.
2.3 Периодичность контроля качества воды
устанавливается по согласованию технологической и
геологической
службами
производственных
объединений в зависимости от свойств закачиваемой
воды и характеристики продуктивных коллекторов.

10. Технологические схемы установок подготовки воды

11. Технологическая схема установки по подготовке сточных вод закрытого типа (гидрофобный фильтр)

2
3
Уловленная
нефть
V
Обезвоженная нефть
II
Эмульсия
I
нефть
Эмульсия IV
вода
нефть
III
вода
Отделенная
вода
1
VI
4
VII Горячая вода с УПН
5
Очищенная
вода
1 – каплеобразователь, 2 – резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром,
3 – резервуар-отстойник с жидкостным гидрофобным фильтром, 4 – емкость, 5 – насос

12. Коалесцирующий фильтр-отстойник типа ФЖ-2973

13. Резервуар - флотатор

Каскадная система ППД и очистки
вод для закачки в пласт
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Извлечение нефти, не поддающейся вытеснению
традиционными средствами.
Выработка высоко- и слабопроницаемых пластов.

Причины неудовлетворительного качества очищенных вод:
незащищенность установок подготовки нефти и очистных сооружений
(ОС) от неконтролируемого поступления грязи из системы
нефтегазосбора;
повышенные нагрузки (расходы) воды на ОС;
вымывание ранее накопившихся осадков при колебаниях расхода
жидкости;
частая смена и большой ассортимент деэмульгаторов;
изменение физико-химических свойств продукции скважин;
попадание
загрязнений
из
промежуточных
слоев
из-за
несовершенства средств контроля межфазного уровня;
неравномерность откачки жидкости с дожимных насосных станций;
применение большого ассортимента химикатов и др.
Кроме того, Троновым показано, что огромное количество продуктов
коррозии выносится в призабойную зону нагнетательных скважин из
самой системы ППД.

Троновым предложено отказаться от традиционного подхода к
нормированию качества воды по взвесям (в мг/л) и перейти к
дифференцированным показателям, учитывающим:
• размеры пор,
• их форму,
• сообщаемость друг с другом,
• размеры взвесей,
• грязеемкость пласта,
• наличие каверн и трещин,
• проницаемость кека, формируемого на фильтрующей
поверхности.
Базовыми величинами предлагается считать размеры пор,
размер частиц и проницаемость кека.
Для существенного снижения падения приемистости скважин
необходимо, чтобы размер закачиваемых частиц был меньше
диаметра пор в 4–5 раз.
Такой подход позволит подключить к фильтрации
низкопроницаемые пласты, чего до настоящего времени не было
по причине их быстрой кольматации.

Следовательно,
целью
очистки
воды
перед
закачкой является удаление из нее не всей массы
загрязнений, а только той части, которая может
кольматировать поры и заиливать каналы и трещины.
Это можно сделать ступенчато по каскадной
технологии.
Цель каскадной технологии подготовки воды
–
обеспечить
водой
требуемого
пласты различной проницаемости.
качества

Вода по степени очистки разделена на три уровня
качества: базовый, средний и высший.
Единых требований к показателям качества воды нет:
они индивидуальны для каждого месторождения и
зависят от коллекторских характеристик пласта.
Операции по очистке воды необходимо осуществлять
в 4 ступени:
удаление частиц размером более 10 мкм на очистных
сооружениях
удаление частиц размером более 5 мкм на КНС
удаление частиц размером более 1 мкм на КНС
удаление частиц размером более 0,5 мкм на КНС и
скважинах

Требования к качеству закачиваемой воды в
зависимости от характеристики коллектора
Проницаем
ость
пласта,
мкм2
Качество
сточной
воды
Допустимый
размер
частиц, мкм
Содержание в воде, мг/л
ТВЧ
нефти
Месторождение N
0,25 и выше
Базовое
5,6
25
25
0,14–0,25
Среднее
2,8
15
25
0,044–0,124
Высшее
2,2
7
Месторождение K
Базовое
1,10–1,55
16,40–24,93
24,60–37,40
0,050–0,15
Среднее
0,70–1,08
9,75–22,14
14,63–33,22
Менее 0,050
Высшее
0,37–0,62
4,79–9,65
7,19–14,48
0,15 и выше
25

Очистка воды до базового и среднего уровня
качества
может
осуществляться
в
жидкостном
гидрофобном фильтре (ЖГФ) на базе резервуара или
отстойника ОГ-200.
Подготовка
воды
использования
высшего
качества
коалесцирующих
флотационных машин типа АОСВ.
потребует
фильтров
или

Обновляющийся жидкостный
гидрофобный фильтр (ОЖГФ-50) на
базе булитов-отстойников ОГ-200 или
ОГ-50
Вода на очистку
Очищенная вода
Нефть с ТВЧ
1 – корпус; 2 – водовод; 3 – водораспределительный
коллектор; 4 – нефтеотводный коллектор;
5 – водоотводная труба; 6 – поворотный пробоотборник;
7 – патрубок отвода газа, 8 и 9 – задвижки;
а – фильтрующий слой нефти; б – уловленная нефть с
ТВЧ; в – очищенная вода

Так как качество сточной воды, очищенной на СОЖГФ200
и
ОЖГФ-50,
существенно
зависит
от
их
производительности, изменяя этот параметр, можно
отводить из аппаратов очищенную воду разного
качества в систему ППД с учетом коллекторских
свойств заводняемых пластов.
Тронов подчеркивает, что жидкостные гидрофобные
фильтры следует встраивать в технологическую
схему предварительного обезвоживания продукции
скважин без выделения объектов очистки сточных вод в
самостоятельные узлы обслуживания.

Для закачки в пласт требуется воды:
1370 тыс.м3/год
в т.ч.
425 тыс.м3/год - высшего качества
355 тыс.м3/год - среднего качества
590 тыс.м3/год - базового качества

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ
Увеличение текущей добычи нефти.
Сокращение числа и длительности ремонтных
работ по восстановлению приемистости
нагнетательных скважин.
Осуществление ремонтных работ в экологически
чистом варианте.
Дифференцирование по объему и качеству
закачиваемых вод.
Сокращение затрат на очистку закачиваемых
вод.
Экономия электроэнергии, затрачиваемой на
поддержание пластового давления.

Закачка пресных вод в систему ППД ведет к интенсивному развитию биоценоза в пласте и особенно в призабойной зоне нагнетательных скважин. Интенсивный биоценоз в пластовых условиях резко ухудшает свойства добываемых нефтей. Нахождение тяжелых высокосернистых нефтей в горизонтах с активным водо-обменном, а легких парафинистых нефтей в гидролитически закрытых структурах стало привычным фактом для нефтяников. [2]

Закачка пресных вод - определяющими факторами являются наличие мехпримесей в воде, продукты коррозии и солевая совместимость. [3]

Закачка пресной воды была прекращена после фильтрации ее в количестве 1 4 объема пороваго пространства. [4]

Проводят закачку пресной воды в исследуемый пласт, предварительно заменяют жидкость в стволе скважины на закачиваемую пресную воду прямой или обратной промывкой. Затем при давлении на устье 8 - 9 МПа проводят закачку пресной воды в пласт. После закачки каждого водовоза ( 6 - 9 м3) измеряют геофизический параметр против выбранной точки пласта. Закачку пресной воды продолжают до получения двух-трех значений параметра, которые в пределах относительной погрешности измерений ( 2 - 3 %) не изменяются в процессе дальнейшей закачки воды в пласт. Затем проводят замер геофизического параметра в точечном или непрерывном режиме. [5]

При закачке пресных вод для восстановления приемистости скважин чаще всего применяется промывка скважин или длительный злив. При этих операциях, с учетом промывки подводящих водоводов от продуктов коррозии, на поверхность земли около устья скважины за период от нескольких часов до 3 суток изливается от 100 до 2000 м3 воды. Излив такого количества высокоминерализованных сточных вод, загрязненных нефтью, не допускается санитарными и водохозяйственными органами, поскольку при этом нефтью и солями загрязняются водоемы и прилегающая к скважине территория. Поэтому для восстановления приемистости нагнетательных скважин, в которые закачивают сточные воды, следует применять другие методы. [6]

При закачке пресной воды в околоскважинную зону в пластах с повышенным содержанием глинистых компонентов возможно изменение первоначальных фильтрационных свойств. [8]

При закачке пресной воды может происходить набухание глинистых материалов, входящих в состав пород. В таких случаях целесообразно закачивать в пласт минерализованные воды, которые не вызывают набухания глин. Кислоту выдерживают в порах пласта в течение нескольких часов, чтобы она хорошо проконтактировала с глиной. Это приводит к сжатию глинистых материалов вследствие замедления ионообменного процесса между катионом кальция, входящего в состав глин, и ионом водорода, содержащегося в соляной кислоте. После взаимодействия соляной кислоты с глиной в пласты закачивают пресную воду с добавкой неионогенных и катионоактив-ных поверхностно-активных веществ, которые адсорбируются на поверхности глинистых частиц. При этом глинистые частицы не подвергаются гидратации лишь в том случае, если поверхностно-активные вещества добавляются непрерывно к нагнетаемой воде. [9]

При закачке пресной воды в законтурную область происходило ее смешивание с пластовой. Даже лри закачке во внутриконтурные скважины за счет смешивания с погребенной водой в соседних добывающих скважинах добывается не пресная, а в различной степени осолоненная вода. [10]

При закачке пресной воды она взаимодействует с нефтью, газом, связанной водой и горной породой в коллекторе. За счет выщелачивания горных пород вода насыщается сульфатами, карбонатами, кремнием. В результате происходит отложение солей на скважинном и нефтепромысловом оборудовании. [11]

При закачке пресной воды в пласт пластовая высокоминерализованная вода с большой плотностью постепенно опресняется - содержание солей и плотность ее уменьшаются. [12]

Длительная практика закачки пресных вод в системе поддерЛ жания пластового давления в Башкирии, Татарии и во многих Д нефтедобывающих районах показывает, что этим водам свойствен - j ны существенные недостатки. [13]

В результате закачки пресных вод на Туймазинском, Арланском, Куединском, Краснокамском и других месторождениях среди водорас-твореных азотно-метановых газов отмечено появление сульфидов до 200 мг / л и более. [14]

Видно, что закачка пресных вод в настоящее время ведется в трещинные карбонатные коллекторы верхнемеловых залежей месторождений Эльдарово и Брагуны. Причем, на первом из них используется вода из артезианских скважин, а на вдором - сточные воды нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий данного нефтяного района после биологической доочистки. [15]

Неотъемлемой частью большинства технологических процессов является очистка значительных объемов жидкости от механических загрязнений.

Знание физических основ процесса фильтрации, факторов, определяющих режимы работы фильтрационного оборудования и, в конечном счёте, качество производимого продукта, позволяет использовать наиболее рациональные типы современного фильтро-сепарационного оборудования.

Обслуживание фильтро-сепарационного оборудования требует достаточной теоретической подготовки, знания конструкций применяемого оборудования, умения обеспечить наиболее рациональные режимы работы при изменении физических характеристик поступающих суспензий.

Разработка современных высокоэффективных устройств очистки жидкостных и газовых потоков требует предварительного изучения дисперсной структуры загрязнений .

Главным фактором выбора эффективных устройств очистки жидкостей (газов), имеющих минимальную стоимость, является технологический аудит производственных условий эксплуатации, создаваемого фильтро-сепарационного оборудования.

К сожалению, в настоящее время такой аудит не проводится, потребители приобретают оборудование только на основе каталожной информации без учета реальных условий производств и, зачастую, несут повышенные затраты.

С точки зрения современных научных представлений высоко-эффективные технические устройства для очистки жидкостей (газов) должны быть сконструированы в виде многоступенчатой системы средств очистки, в которой каждая ступень работает в своей рекомендуемой зоне дисперсного состава загрязнений.

Особенностями фильтрования пластовых вод после их предварительного отстаивания в резервуарах (РВС) является наличие в загрязненной воде: нефтепродуктов (неньютоновской жидкостей), АСПО, растворенных полимеров, поверхностно активных веществ и ряда других примесей, приводящих к облитерационным процессам фильтрующей перегородки.

Регенерация ФЭ обратным током фильтрата в этом случае оказывается недостаточно эффективной.

Вода поступающая из РВС представляет собой суспензию (КДС) содержащую мелкие в основном (5÷10 мкм) и зачастую липкие взвеси, что приводит к быстрому забиванию фильтровальной перегородки, а ее регенерация сложна, как правило, требуется замена фильтровальной перегородки или фильтрующего материала. В этих случаях задача фильтрования жидких сред традиционными фильтрами представляет наибольшую сложность или является экономически нерентабельной.

В зависимости от качества очищаемой воды, требуемой степени её осветления и производительности установок применяют фильтры с различными устройствами пористой фильтрующей среды:

  • Фильтры с зернистой загрузкой;
  • Сетчатые фильтры;
  • Намывные фильтры;
  • Фильтры, в которых в качестве фильтрующей среды используются эластичные или жёсткие объёмные пористые материалы.

Обычная фильтрация позволяет отделить от жидкости (газа) частицы с размером более 10 мкм.

Для отделения от жидкости (газа) частиц с размером 0,1 - 10 мкм используется микрофильтрация. Главными областями применения микрофильтрации являются получение стерильной воды в пищевой и фармацевтической промышленности.

В то же время при проектировании фильтрационного оборудованиядля подготовки воды с целью заводнения нефтяных пластов, информация о дисперсном составе механических примесей в интервале ≤ 2 мкм не приводится, наименьший интервал ≤ 5 мкм (0-5мкм), см. таблицу 1

Объемная доля частиц, %
от 5,0 до 10,0 мкм от 10,0 до 25,0 мкм от 25,0 до 50,0 мкм от 50,0 до 100,0 мкм более 100 мкм

Такой характер анализа дисперсионного состава механических примесей в воде закачиваемой в нефтяные пласты присущ для всей нефтедобывающей отрасли России, что в общем подтверждает банальный факт экономической нерентабельности очистки воды от механических примесей менее 5 мкм и фактического отсутствия примеров выполнения требований очистки воды от механических частиц ≤ 2 мкм в соответствие с ОСТ 39-225-88.

В соответствие с требованием ОСТ 39-225-88 рассмотрим преимущества и недостатки различных систем фильтрационной подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.

Приходится констатировать, что единственным методом, подготовки воды для заводнения нефтяных пластов, применяющимся повсеместно, остается метод отстаивания (отстойники). Для этого используются различные отстойники с комбинацией всевозможных внутренних устройств, для интенсификации осаждения различных примесей, - твердых, жидких.

Опыт применения фильтров, с зернистой загрузкой широко применяющихся для очистки сточных вод в процессах подготовки воды для закачки в нефтяные пласты крайне незначителен из-за их специфических особенностей.

В тех случаях, когда необходимость очистки обусловлена удалением из жидкости частиц размер которых, больше некоторого значения, применяют различное фильтрационное оборудование .

Работоспособность фильтрующего оборудования во многом определяется фильтрующими перегородками, с помощью которых осуществляется отделение частиц твердой фазы от жидкости или газа. Фильтрующие перегородки, как правило, выполняются из пористых материалов в виде плоских или цилиндрических поверхностей, называемых фильтрующими элементами.

Фильтрующие элементы (ФЭ) обычно изготавливаются из ткани, керамики, металлокерамики, различного вида сеток, набора пластин, из волокнистых материалов и др., образующих фильтрующие проходные сечения заданной величины.

Общим во всех перечисленных фильтрующих элементах является неизменность фильтрующих зазоров в обоих режимах работы фильтра: и при фильтровании, и при регенерации обратным током жидкости или газа.

Наибольшее распространение для заводнения нефтяных пластов получили фильтры с ФЭ на основе металлических сеток и пористо-ячеистых материалов (металлокерамические, керамические, полимерные).

В трактах высокого давления: компримирование газов, насосы высокого давления применение металлокерамических ФЭ может привести к аварийной ситуации т.к. предельные давления разрушения не превышают 1 МПа (10кг/см 2 ), к тому же при высоких скоростях фильтруемой среды происходит вынос субмикронных частиц из материала ФЭ, что резко снижает срок работы уплотнений.

Лучшие результаты в фильтрах для заводнения нефтяных пластов дает применение пружинных (спиральных) фильтроэлементов (ФЭК) и ФЭ на основе металлических сеток.

Фильтры на основе пружинных (Приложение 4) и сетчатых ФЭ обладают гарантированной крупностью очистки, низким гидравлическим сопротивлением, хорошей способностью к регенерации.

В пружинных ФЭ (фильтрующие элементы Крапухина) обеспечено различие свойств элементов: при фильтровании фильтрующие проходные сечения имеют заданную (при их изготовлении) неизменную величину, а при регенерации ФЭ обратным током жидкости или газа эти проходные сечения увеличиваются и, кроме того, имеют возможность совершать колебательные движения под воздействием регенерирующего потока жидкости или газа.

Основное отличие пружинных фильтроэлементов (ФЭК) от известных фильтрующих материалов и элементов состоит в том, что они свободны от главного их недостатка - от необратимого закупоривания пор .

Выпускаемые сегодня ФЭК имеют абсолютную минимальную тонкость фильтрации 15÷18 мкм, и обеспечивают эффективную тонкость фильтрации в соответствие с ГОСТ 14066-68, на уровне 7÷10 мкм. Допустимый перепад давления на ФЭК не более 2 кг/см 2 .

Фильтроэлементы ФЭК были разработаны для фильтрации радиоактивных растворов и наибольшее применение нашли в атомной промышленности.

Для очистки жидкостей с тонкостью фильтрации менее 10 мкм предприятием изготавливаются фильтры на основе проницаемых конструкций из металлических сеток, см. Приложение 5.

В отличие от фильтрующих материалов из металлических сеток, функциональныйсрок работы ФЭ из КПСМ (срок работы фильтроэлементов, при котором сохраняется паспортная тонкость фильтрации, производители никогда не указывают этот параметр. ) сохраняется на все время эксплуатации ФЭ .

Функциональный срок работы ФЭ из металлических сеток как правило не превышает 20÷30 циклов регенерации и после предельного количества регенераций тонкость фильтрации не соответствует паспортным данным и может на порядки отличаться от первоначальной (паспортной).

Недостаток порошковых ФЭ (металлических, металлокерамических, керамических, полимерных материалов), необратимое закупоривание и как следствие падение производительности и невозможность регенерации.

Сетчатые ФЭ, обладая гарантированной степенью очистки, имеют малую грязеемкость. Для устранения этого недостатка используется механизм саморегенерации фильтра.

Различают фильтры, регенерация которых ведется постоянно (гидродинамические фильтры) и фильтры, в которых устройство очистки включается по мере необходимости (фильтры с противоточной регенерацией ФПР).

Преимущество последних проявляется при очистке слабозагрязненных сред, когда период фильтрования существенно превышает период регенерации.

Как указывалось выше вода поступающая на фильтрацию после отстойников представляет собой суспензию содержащую мелкие в основном (5÷10 мкм) липкие взвеси.

При продолжительной эксплуатации сетка зарастает частицами размер которых сопоставим с размером ячейки сетки (рис. 5)

На рис 5. приводится пример роста количества не удаляемых загрязнений при увеличении числа циклов загрязнение–регенерация для ФЭ изготовленных из металлических сеток.

На рис 6 приводится график граничного перепада давления Δр max на ФЭ при котором начинается необратимая кольматация (закупорка) от рабочего давления фильтра.




Поэтому, ограничение максимального перепада давления при засорении ФЭ дает реальную возможность обойтись без устройств интенсифицирующих процесс противоточной регенерации. Превышение рабочего давления фильтра над максимальным перепадом давления на ФЭ при засорении должно быть более чем на один порядок и на практике, как правило, подбирается экспериментально.

При эксплуатации фильтров крайне важно производить своевременную регенерацию ФЭ не допуская граничных перепадов давления Δр max !.

Для пористо-ячеистых материалов, это приводит к необратимой кольматации и фактически к необходимости замены ФЭ (как вариант восстановление на специальных ультразвуковых установках, что крайне проблематично по имеющемуся опыту эксплуатации фильтрационного оборудования на промышленных предприятиях).

Для сетчатых материалов такое требование также важно т.к. при достижении граничного Δр maxпроисходитдеформация ячеек на фильтре, полотно сетки начинает деформироваться, ячейки теряют свою форму, что приводит к местному увеличению размеров проходных отверстий металлической сетки и после предельного количества регенераций тонкость фильтрации не соответствует паспортным данным и может на порядки отличаться от первоначальной (паспортной).

Причина такого состояния в недостаточной эффективности противоточной промывки при удалении частиц загрязнителя, которые застряли в моменты близкие к началу цикла регенерации, в эти моменты площадь сетки остающейся чистой минимальна, а так как расход поддерживается постоянным, то скорости жидкости и частиц максимальны.

Многочисленные исследования показали, что именно переход кинетической энергии в упругие деформации частицы и проволок сетки обусловливает появление трудно удаляемых загрязнений.

Для устранения эффекта увеличения размеров проходных сечений применяют спекание узлов сетки после переплетения. Применение синтерированных сеток (сетки со спеченными узлами) исключают деформацию проходных отверстий, однако значительно усложняет технологию изготовления сеток, см. Приложение 5.

Одним из способов повышения пропускной способности фильтровальной перегородки и ресурса фильтроэлементов, является применение самоочищающихся фильтров, т. е. фильтров, которые в процессе работы очищались бы от образующегося на поверхности фильтровальной перегородки слоя осадка загрязнения и тем самым восстанавливали свою пропускную способность.

Известно, что очистка фильтровальной перегородки в процессе работы фильтра может осуществляться за счет гидродинамического смыва образующегося осадка потоком жидкости, а также за счет воздействия центробежных и вибрационных сил, акустических колебаний.

Непрерывная регенерация осуществляется в аппаратах 2-х типов:

  1. Гидродинамических фильтрах;
  2. Пульсационных аппаратах;

Первые нашли широкое применение при очистке сточных вод. Механизм работы гидродинамических фильтров заключается в том, что часть потока непрерывно омывает фильтрующую перегородку, или через всасывающие сопла непрерывно отбирается и сливается в дренаж.

Зарубежными и отечественными производителями гидродинамических фильтров предлагается множество конструктивных решений повышающих эксплуатационные качество таких фильтров. В качестве фильтрующей перегородки для гидродинамических фильтров используется щелевая решетка (значительно реже, металлические сетки и зернистые загрузки) с специальным профилем и полировкой фильтрующей поверхности. Минимальная тонкость фильтрации 50÷100мкм, применение сеток с меньшей тонкостью фильтрации в качестве фильтрующей перегородки в таких фильтрах приводит к значительному усложнению аппаратов и сложностью их эксплуатации.

В МГТУ им. Н. Э. Баумана разработаны гидродинамические вибрационные фильтры, которые обеспечивают необходимую тонкость фильтрации, позволяют достичь высокой эффективности очистки жидкостей при обеспечении больших пропускной способности и ресурса работы фильтра.

Гидродинамические вибрационные фильтры (ГВФ) могут применяться для очистки сильно загрязненных сточных вод, регенерации отработанных масел, для очистки технологических и рабочих сред, особенно эффективны для очистки высоковязких сред, а также сред, загрязненных нефтепродуктами, растворами полимеров.

В настоящее время происходят испытания фильтров ГВФ на машиностроительных предприятиях России.

Научными коллективами России возрождается направление создания фильтровального оборудования сильно загрязненных жидкостей, на основе пульсационных процессов в жидкостях, широко применявшихся на предприятиях Министерства Среднего машиностроения (сегодня министерство атомной промышленности)

Суть пульсационных процессов при фильтрации сильно загрязненных жидкостей через фильтрующую перегородку, заключается в создание пульсаций давления в жидкости различными пульсационными аппаратами (пульсаторами, акустическими излучателями).

Пульсации давления (акустические волны) воздействующие на суспензии (КДС), предотвращают прилипание (адгезии) примесей на фильтрующей перегородке, т.е. создается пульсирующий взвешенный слой примесей в жидкости, который по мере накопления дренируется.

Схема подготовки воды для заводнения нефтяных пластов состоит из 2-х последовательно включенных аппаратов:

  1. Фильтр с пружинными фильтроэлементами типа ФЭК, с абсолютной тонкостью фильтрации 15÷20 мкм и эффективной тонкостью фильтрации 7÷10мкм.
  2. Фильтр с ФЭ КПСМ с абсолютной тонкостью фильтрации 5 мкм, эффективной тонкостью фильтрации 1÷3мкм;
  3. Аппараты комплектуются УЗ генераторами;

Допустимое содержание механических примесей и нефти в закачиваемой в продуктивный коллектор воде с целью поддержания пластового давления

Проницаемость пористой среды коллектора, мкм 2 Коэффициент относительной трещиноватости коллектора Допустимое содержание в мг/л воде.
механических примесей нефти
до 0,1 вкл. - до 3 до 5
свыше 0,1 - до 5 до 10
до 0,35 вкл от 6,5 до 2 вкл до 15 до 15
свыше 0,35 менее 2 до 30 до30
до 0,6 вкл от 3,5 до 3,6 вкл до 40 до 40
свыше 0,6 менее 3,6 до 50 до 50

Коэффициент относительной трещинноватости определять в соответствии с РДС 39-01-041-81 "Методика прогнозного определения норм качества сточных вод для внутриконтурного заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа. Содержание механических примесей и нефти в сточной воде".

В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это – пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки.

Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи.

Основными качественными показателями вод, делающими возможным их применение, являются:

1) содержание взвешенных частиц: оценивается характеристикой заводняемого пласта и регламентируется величиной 40…50 мг/л и размером 5…10 мкм;

2) содержание кислорода – до 1,0 мг/л;

3) содержание железа – до 0,5 мг/л;

4) концентрация водородных ионов (рН) – 8,5…9,5;

5) содержание нефти – до 30 мг/л.

Эти данные приведены из опыта применения ППД на Туймазинском месторождении и должны быть пересмотрены при организации ППД в других районах.

На Туймазинском месторождении была апробирована химическая обработка пресной воды с целью удаления из нее солей и взвешенных частиц.

Впоследствии отказались от многих процессов подготовки воды, считая их неоправданными.

Однако, если для этого месторождения, имеющего высокую пористость и проницаемость пластов, отказ от подготовки воды по указанной выше технологии не вызывал значительных осложнений в работе системы, для других районов он мог оказаться неприемлемым.

Затем началась закачка пластовых вод, которая потребовала своего подхода.

Пластовые воды отличаются большим содержанием солей, механических примесей, диспергированной нефти, высокой кислотностью. Так, вода пласта Д1 Туймазинского нефтяного месторождения относится к высокоминерализованным рассолам хлоркальциевого типа плотностью 1040…1190 кг/куб.м. с содержанием солей до 300 кг/куб.м. (300 г/л). Поверхностное натяжение воды на границе с нефтью составляет 5,5…19,4 дин/см, содержание взвешенных частиц – до 100 мг/л, гранулометрический состав взвешенных веществ характеризуется преимущественным содержанием частиц до 2 мкм (более 50% весовых).

Пластовые воды с процессе отделения от нефти смешиваются с пресными, с деэмульгаторами, а также с технологической водой установок по подготовке нефти. Именно эта вода, получившая название сточной, закачивается в пласт.

Характерной особенностью сточной воды является содержание нефтепродуктов (до 100 г/л), углеводородных газов до 110 л/куб.м., взвешенных частиц – до 100 мг/л.

Закачка в пласт такой воды не может проводиться без очистки до требуемых нормативов, которые устанавливаются по результатам опытной закачки.

Технологическое схемы ППД

Технологическая схема ППД определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин.

Можно выделить следующие принципиальные системы ППД:

а) автономную систему, когда объект закачки (насосная станция) обслуживает одну нагнетательную скважину и располагается в непосредственной близости от нее;

б) централизованную систему, когда насосная станция обеспечивает закачку агента в группу скважин, расположенных на значительном удалении от насосной станции.

В свою очередь, централизованная система ППД подразделяется на групповую и лучевую.

При групповой системе несколько скважин снабжаются одним нагнетательным трубопроводом: разновидностью групповой системы является применение распределительных пунктов (РП), в этом случае группа скважин подключается непосредственно к РП.

При лучевой системе от насосной станции к каждой нагнетательной скважине подводится отдельный нагнетательный водовод.

Автономная система включает в себя водозаборное сооружение, станцию подъема, нагнетательную насосную станцию, нагнетательную скважину.

Водозаборное сооружение является источником водоснабжения: здесь осуществляется добыча воды для целей закачки в пласт.

Водозаборы подразделяются на: а) подрусловые; б) открытые.

В подрусловых водозаборах вдоль русла рек бурятся подрусловые скважины глубиной 12…15 м и диаметром 300 мм до водоносного горизонта. Подъем воды производится спускаемым в скважину артезианским или электрическим насосом.

В сифонных водозаборах откачка воды из скважин производится под действием вакуума, создаваемого специальными вакуум-насосами в вакуум- котле, и откачка поступающей в них воды насосами на насосную станцию П подъема и объекта закачки.

В открытых водозаборах насосный агрегат устанавливается вблизи водоисточника и откачивает из него воду на объект закачки.

Могут применяться заглубленные насосные станции с расположением насосов ниже уровня реки. В последние годы все большую долю закачиваемой в пласт воды занимают сточные воды, которые проходят очистку на специальных сооружениях и ими же откачиваются на объекты закачки.

Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины.

Кустовая насосная станция (КНС) представляет собой специальное сооружение, выполненное из бетона или кирпича, в котором размещается насосное и энергетическое оборудование, технологическая обвязка, пусковая и регулирующая аппаратура.

В последние годы получили распространение блочные НКС, которые изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту монтажа в собранном виде.

Конструкция нагнетательных скважин

В большинстве своем нагнетательные скважина по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод добывающих скважин под закачку воды считается нормальным.

Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают закачку воды через насосно-компрессорные трубы, спускаемые с пакером и якорем.

Надпакерное пространство следует заполнить нейтральной к металлу жидкостью (можно и нефтью).

Забой должен иметь достаточный по толщине фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объема воды, зумпф, глубиной не менее 20 м для накопления механических взвесей.

Целесообразно применение вставных (сменных) фильтров, которые могут периодически подниматься из скважин и очищаться.

Устьевая арматура нагнетательной скважины предназначена для подачи и регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических операций промывок, освоения, обработок и т.д.

Наиболее распространена на месторождениях восточных районов арматура типа 1АНЛ-60-200.

Пакер применяется для разобщения отдельных участков ствола скважины. Получили широкое применение пакеры механического или гидромеханического действия, рассчитанные на перепад давления до70 Мпа. Пакер спускается в скважину одновременно с якорем.

Назначение и конструкция пакера и якоря принципиально не отличаются от применяемых при фонтанной эксплуатации скважин.

Закачка газа в пласт

Метод может быть эффективен при наличии в продуктивном разрезе глинистых пропластков, пластов, линз, зон, которые при воздействии на них водой набухают, уменьшается проницаемость.

При этом следует иметь в виду следующее:

а) энергоемкость закачки газа будет значительно выше из-за его меньшей по сравнению с водой плотностью (в 7…15 раз) и необходимостью создания на устье скважин давления, равного по величине забойному.

б) газ – сжимаемое вещество, вследствие сего каждый раз при остановках и ремонтах потребуется сжимать газ, заполняющий скважину до величины Рзаб.

Потребность в суточной закачке газа V может быть определена так:

Здесь Vн, Vв, Vг – объемы извлекаемой нефти, воды, газа, приведенные к пластовым условиям. Соответственно за сутки, поскольку существуют различные потери газа (утечки, поглощение), объем закачиваемого газа Vнаг должен быть выше расчетного в n раз: Vнаг=n*V

При закачке газа необходим тщательный контроль как за состоянием герметичности наземных газопроводов, так и за равномерным движением газа в пласте. Прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам наиболее частое осложнение в этой системе.

Закачка теплоносителей

Известно, что повышение температуры ведет к снижению вязкости, а, следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с вязкостью в сотни и тысячи Мпа-с путем повышения температуры пласта может оказаться наиболее приемлемым методом.

Следует также иметь ввиду, что и на вполне благополучных месторождениях закачка огромных объемов холодной воды для целей ППД ведет к постепенному охлаждению пласта, выпадению парафина в нем, загустению нефти и снижению ее подвижности. Это ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации 30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1.

С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение нефти на границе с пластовой водой: при Т – 20 о С поверхностное натяжение 6,05 эрг/кв.см., при 60 о С – 2,34 эрг/кв.см.

Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке пара КНО – 86,3%, горячей воды – 78,31%, горячего воздуха – 46,24%.

Закачка горячей воды

Способ сравнительно легко осуществим. При закачке в пласте формируются две зоны: зона с подающей температурой и зона с первоначальной пластовой температурой. Именно в первой зоне и происходит эффективный процесс вытеснения: снижается вязкость, увеличивается объем нефти и ее подвижность, ослабляются молекулярно-поверхностные силы. Это приводить к увеличению КНО.

Технологические расчеты, связанные с закачкой горячей воды, ведут в следующей последовательности.

Радиус теплового влияния через известное время t определяют по уравнению:

где а – средний коэффициент температуропроводности горных пород, окружающих нагнетательную скважину, кв.м/ч; t – время, ч (а=3,077 10 -3 кв.м/м).

Закачка пара

При закачке пара в пласт формируются три зоны: первая зона, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне; вторая – зона горячего конденсата (воды), в которой та снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой; третья – зона, не охваченная тепловым воздействием, в которой температуры равна пластовой.

Закачка пара ведет к увеличению КНО по сравнению с горячей водой вследствие более низких капиллярных сил, из-за более высокой температуры пара, более высокой его смачиваемости и подвижности.

Механизм вытеснения нефти аналогичен вытеснению при закачке горячей воды.

В качестве примера рассмотрим паротепловое воздействие (ПТВ) на пласт на месторождении Оха (Сахалин), которое характеризуется следующими данными: текущий КНО до ПТВ – 20%, пласты – сцементированный песок, нефтенасыщенная толщина 22…36 м, глубина залегания 100…950 м, пористость 27%, проницаемость – 1500 мД, плотность 0,92…0,95 г/куб.см, вязкость – 2000 Мпа-с.

В 1968 г. начали ПТВ с расходом пара 2 тыс.т, в течение 8 лет КНО возрос до 52%, добыча нефти увеличилась со 147,4 тыс. т до 250 тыс.т, а объем закачки пара со 156 тыс. т до 750 тыс.т в год.

ПТВ в настоящее время ведется на месторождениях Катангли (Сахалин), Ярегском (Коми), Хорасаны (Азербайджан) и других.

Эффективность метода доказана. В настоящее время разрабатываются новые разновидности метода – циклическая закачка пара, закачка высокотемпературной воды (Т = 320…340 о С при давлении 16…22 Мпа) и другие.

На территории СНГ к настоящему времени несколько сот залежей высоковязких нефтей, 50% из них законсервировано. КНО на таких месторождениях не превышает 15%.

Читайте также: