3. Обезвоживание и обессоливание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии.

На ЦСП осуществляется сепарация газа, обезвоживание, обессоливание нефти. Если нефть с высоким газовым фактором, то газ после сепарационной установки поступает на прием компрессоров газокомпрессорной станции. Компрессорами газ перекачивается до газобензинового завода или в магистральный газопровод и далее до пунктов его потребления.

Процесс отделения воды от нефти называют обезвоживанием. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1-1,5%. Полное отделение воды от нефти до 0,01% происходит в процессе обессоливания нефти.

В процессе обессоливания из нефти удаляются соли. Удаление соли из нефти происходит в процессе пропуска нефти через слой пресной воды. Соли, содержащиеся в нефти, растворяются в пресной воде и удаляются вместе с водой.

Процессы разрушения нефтяных эмульсий в промысловой практике осуществляют с помощью нагрева нефти до 50-70° и дозировкой в нее химических реагентов деэмульгаторов. Происходит комплексное воздействие за счет тепла, когда вязкость эмульсии снижается, и капли воды соединяются друг с другом и деэмульгатором, вследствие чего вода отделяется от нефти и осаждается в резервуарах. Применяется также электрический способ разрушения эмульсии, который основан на проявлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капли воды, на взаимном притяжении этих капель и разрушении пленок нефти между этими каплями в результате действия электрического тока высокого напряжения на электроды, находящиеся в потоке эмульсии. При подаче тока капли нефти соединяются между собой в более крупные частички и вода начинает оседать на дно сосуда.

Жидкость, поступающая с месторождения на установку подготовки и перекачки нефти представляет собой нефтяную эмульсию. Нефтяная эмульсия представляет собой механическую смесь нефти и воды, причем вода находится в виде мелко раздробленных капелек в нефти. Эти капельки окружены и изолированы друг от друга природными эмульгаторами и вследствие этого, не укрупняются и не отстаиваются от нефти. Помимо капелек воды нефтяной эмульсии находятся в мелко раздробленном состоянии твердые вещества - частицы глины, песка, кристаллики солей. Они также прочно удерживаются в нефти, не отстаиваясь из нее.

Характеристика деэмульгаторов и ингитора коррозии.

Установка подготовки нефти включает в себя подготовку нефти, воды, ловушечной нефти. Процесс подготовки начинается с УБСН (установка блочная сепарации нефти), где происходит отделение газа от жидкости. Отделившийся газ подается на факел. Разгазованная жидкость подается в БЕ-1, где происходит первая ступень обезвоживания. Обезвоженная жидкость насосами внутренней перекачки подается в печи нагрева (ПТБ-10), где нагревается до 48-52 С. Затем в отстойниках происходит глубокое обезвоживание (2 ступень, содержание воды не более 1%). После 2 ступени в жидкость подают пресную воду ( до 10% от массы жидкости). Основная задача - качественное разделение нефти и воды, т.е. нефть обезводить и обессолить, а в отделившейся воде, подлежащей закачке снова в пласт, не должно содержаться эмульгированных капель нефти и мех примесей. Деэмульгатор подается в жидкость перед УБСН. Затем жидкость поступает в отстойники для разделения воды, а далее в электродегидраторы. Они применяются для глубокого обессоливания средних и тяжелых нефтей. Жидкость прогоняют в межэлектродном пространстве электродегидратора. Происходит разрушение эмульсии и обессоливание нефти. Затем нефть подается в резервуары товарного парка, где насосами внешней откачки, через узел учета, подается потребителям. Отделенная вода подается в резервуар, где происходит дополнительный отстой. Чистая вода идет на насосы системы ППД, а нефтяная пленка в систему ловушечной нефти. Она сливается в подземную емкость, откуда насосом подается в буферную емкость.

В линию пластовой воды подается ингибитор коррозии ВНПП-1А.

Для предотвращения отложения солей предусмотрена подача ингибитора солеотложений ИСБ-1(нитрометил фосфорновая кислота). Расход деэмульгатора летом - 80 грамм на тонну жидкости.

Билет 9

1 Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосообразной залежи и внутриконтурного заводнения.

При фильтрации к системе добывающих скважин наблюдается сложная кинематика фильтрационных потоков. Исследованиями Ю.П. Борисова показано, что эту сложную кинематику можно с большой степенью точности представить как сумму двух видов потоков плоскопараллельного и радиального вблизи добывающих скважин.

Принято называть фильтрационное сопротивление между контуром питания и линией расположения скважин - внешним сопротивлением, а фильтрационное сопротивление при радиальной фильтрации вблизи скважин внутренним сопротивлением призабойной зоны скважин.

Формулы гидродинамических расчетов дебитов и давлений выведены при следующих упрощающих решение предпосылках:

1. Скважины в каждом ряду находятся на одинаковом друг от друга расстоянии, но эти расстояния в разных рядах могут быть различны.

2. Забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда одинаковы!

3. Радиусы всех скважин одного и того же ряда одинаковы.

4. Расстояние от контура питания до скважин первого ряда и расстояние между рядами больше расстояния между скважинами в ряду. Вследствие этих условий дебиты скважин одного и того же ряда будут одинаковы.

Между гидродинамическими и электрическими процессами существует аналогия, которая выражается в следующем:

1.изменение напряжения между узлами электрической сетки аналогично распределению давления в пласте

U1-U2 = P1-P2 или ΔU=ΔP

2.электрическое сопротивление участка электрической цепи пропорционально (аналогично) гидродинамическому сопротивлению участка моделируемого пласта

Rэ=Ω+ω

3.сила тока, протекающего между узлами сетки, пропорциональна (аналогична) количеству жидкости, протекающему через участок моделируемой цепи

I=Q

При этом справедлив закон Кирхгофа, по которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках:

На основании правила о неразрывности течения, аналогично первому закону Кирхгофа, по которому алгебраическая сумма сил токов, исходящих из узла разветвленной цепи, равна нулю в электротехнике и применив правило, аналогичное второму закону Кирхгофа, по которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках, получим систему уравнений для расчета дебитов и давлений гипотетической нефтяной залежи.

Рис. 9.1. Схема полосообразной залежи с разрезанием на блоки. Рн1 и Рн2 – давления на забое нагнетательных скважинк, Р1…Р5 – на забое добывающих скважин.

Для полосообразной залежи, где размещены два разрезающих нагнетательных ряда и пять эксплуатационных рядов, при условии равенства отборов и закачки систему уравнений для определения дебита рядов можно записать:

Выражения для внешних сопротивлений:

Для внутренних сопротивлений:

Отсюда определяются средние давления на линии рядов добывающих скважин :

В пятирядную систему добывающих скважин от каждого ряда из разрезающих нагнетательных рядов скважин поступает только половина закачиваемой воды, поэтому:

При учете изменения фильтрационных сопротивлений в зоне замещения нефти водой при внутриконтурном заводнении можно считать, что вначале вокруг каждой нагнетательной скважины образуется круговая зона с радиусом и нефтенасыщенностью где S_OH – остаточная нефтенасыщенность при бесконечно долгой промывке. Величина определяется:

Зависимость дебита скважин от перепада давления между нагнет. и добыв. скважинами определяется:

L – расстояние между нагнетательными и эксплуатационными рядами;

- расстояние между скважинами в ряду

- текущее положение фронта нагнетательной воды;

= радиусы нагнетательных и эксплуатационных скважин.

Внутриконтурный разрезающий ряд нагнетательных скважин для быстроты освоения процесса заводнения может быть вначале введен в эксплуатацию при освоении половины нагнетательных скважин под закачку жидкости и половины – под отбор. Поэтому до формирования сплошного фронта заводнения на линии нагнетания будет работать ряд чередующихся добывающих и нагнетательных скважин. При условии их равнодебитности дебит каждой из скважин или перепад давления между ними можно определить по формуле:

где - расстояние между скважинами в нагнетательном ряду.

Следует заметить, что при решении задач подземной гидродинамики на стадии проектирования разработки набор большого числа вариантных решений достигается расстановкой скважин на залежи, изменением числа скважин, а также условий их эксплуатации. В показанных выше решениях число скважин входит в формулы внутренних фильтрационных сопротивлений. Поэтому непосредственно из решений можно установить зависимость отбора жидкости от числа скважин (рис. 4.7). Из рис. 4.7 следует, что по мере роста числа скважин наступает момент, когда увеличение числа скважин не ведет к заметному возрастанию отбора. Таким образом, при необходимости увеличения отбора жидкости из залежи решить эту задачу только за счет изменения числа добывающих скважин, не меняя условий их эксплуатации, не всегда представляется возможным. В положительном решении такой задачи больший эффект в увеличении отбора может быть получен при изменении забойного давления в добывающих скважинах.