Основы нефтегазового производства
.pdfзависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды).
Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:
−рассолы (Q>50 г/л);
−солёные (10<Q<50 г/л);
−солоноватые (1<Q<10 г/л);
−пресные (Q 1 г/л).
Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.
По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные
(гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей:
−анионов: OH–; Cl–; SO42–; CO32–; HCO3–;
−катионов: H+; K+; Na+; NH4+; Mg2+; Ca2+; Fe3+;
−ионов микроэлементов: I–; Br–;
−коллоидных частиц SiO2; Fe2O3; Al2O3;
−нафтеновых кислот и их солей.
Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа.
Жёсткость подразделяется на временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную).
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
Временная жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).
Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) обусловлена наличием в воде сульфатов и хлоридов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).
Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:
Жо = Жк + Жнк
Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм-эквивалентах на литр
мг
− экв |
|
л |
|
|
|
.
Жк , Жнк оценивают как сумму жесткостей всех i-ых ионов (∑gi ):
g |
|
= |
m |
v,i |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
v,i |
|
э |
|
|
|
|
i |
|
|
|
|
|
где mvi – концентрация i-го иона в воде (мг/л);
эi – эквивалент i-го иона.
,
э |
= |
M |
i |
|
|||
|
|
|
|
i |
|
n |
|
|
|
|
,
где Мi – молекулярная масса иона; n – валентность иона.
Жо = gi
Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов:
Консорциум « Н е д р а »
−очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв./л;
−мягкая вода – 1,5-3,0 мг-экв./л;
−умеренно жёсткая вода – 3,0-6,0 мг-экв./л;
−жёсткая вода – более 6 мг-экв./л.
Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом (длительным кипячением) или
химическим методом – добавлением гидроксида кальция Са(ОН)2.
В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО3.
Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи.
Содержание водородных ионов в воде определяется параметром рН: |
pH = lg C |
H+ , где Сн+ – концентрация ионов |
|
|
|||
водорода. В зависимости от рН различают следующие типы воды: |
|
|
|
− |
нейтральная (рН=7); |
|
|
− |
щелочная (pH>7); |
|
|
− |
кислая (p<7). |
|
|
Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.
За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-
нефть не существует. За счёт растворения воды образуется т.н. "переходная зона", величина которой зависит от
Консорциум « Н е д р а »
полярности нефти.
Консорциум « Н е д р а »
2.Сбор и подготовка нефти, нефтяного газа и нефтепромысловых сточных вод.
Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь из нефти, газа, воды, взвешенных веществ. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины, должна быть собрана и подготовлена к дальнейшему транспорту и переработке.
Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают всё оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин, доставки её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).
Единой, универсальной системы сбора не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности:
природно-климатические условия, сетку размещения, способы и объём добычи нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей.
Основные факторами, учитываемыми при проектировании системы внутрипластового сбора (с учётом динамики обводнения месторождения), являются:
-начальное давление в системе сбора, группирование скважин
-взаимодействие с системами воздействие на залежь
-совместный раздельный сбор продукции скважин, выбор места сепарации газа, взаиморасположение узлов замера, сепарации, откачки
-выбор места создания центрального пункта сбора подготовки нефти, газа и воды, с учётом расположения месторождения в группе или нефтедобывающем районе
-совмещение систем промыслового сбора и транспортирования с процессами подготовки нефти
Консорциум « Н е д р а »
Для обоснования и проектирования рациональной системы сбора и предварительной подготовки продукции
нефтяных скважин и выбора необходимого оборудования необходимы следующие исходные данные:
-состав и физико-химические свойства продукции скважин
-состав и производительность существующих сооружений
-план ввода новых нефтяных скважин и их дебит
-действующий фонд нефтяных скважин
-план добычи нефти, газа и воды по месторождению
-план развития мощностей на прирост объёмов добычи нефти, газа и воды
-расстояние от месторождений до центральных пунктов подготовки нефти, размеры месторождений, сетка
скважин
-характеристика рельефных условий местности
-сумма геодезических подъёмов на 1 км трассы, природно-климатические условия и т.д.
Основные функции системы промыслового сбора:
-измерение продукции каждой скважины или при необходимости группы скважин
-транспортирование продукции скважин с использованием энергии нефтяного пласта или насосного оборудования при механическом способе добычи до пунктов подготовки, а при недостаточном давлении – с
использованием ДНС
-сепарация нефти и газа под давлением, обеспечивающим дальнейший бескомпрессорный транспорт
Консорциум « Н е д р а »
-при добыче высокообводнённой нефти – отделение при сравнительно низких температурах основной массы воды с качеством пригодным для её закачки в пласт
-раздельный сбор и транспортирование до центральных нефтесборных пунктов продукции отдельных скважин,
смешивание которой нежелательно
- устьевой и путевой подогрев продукции нафтяных скважин, если невозможен сбор и транспорт при обычных температурах
Продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерную установку для определения дебита каждой отдельной скважины, далее на промежуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Товарная нефть перекачивается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дополнительного транспорта. Газ после соответствующей подготовки поступает потребителю или обратно на месторождение для подачи на газлифтные скважины. Отделившаяся вода после подготовки по водопроводу закачивается в продуктивные пласты или поглощающие горизонты. При разработке залежи,
работающей на естественном режиме продукцию фонтанных скважин, имеющих на устье давление 0,6Мпа,
предварительно пропускают через сепараторы высокого и среднего или только среднего давления откуда жидкость поступает на ГЗУ, а газ – на ГПЗ.
При разработке залежи механическим способом с поддержанием пластового давления отделившаяся вода закачивается в продуктивные горизонты, а выделившийся затрубный газ при помощи подвесных компрессоров подаётся в выкидные линии или его сбор осуществляется вакуум-компрессором
Консорциум « Н е д р а »
Все существующие системы сбора и транспорта продукции скважин подразделяются на негерметизированные самотёчные и герметизированные напорные.
Негерметизированные самотёчные системы
Продолжают эксплуатироваться на старых месторождениях. Движение жидкости в них осуществляется за счёт разности геодезических отметок. Продукция скважин замеряется в индивидуальных (ИЗУ) или групповых (ГЗУ)
замерных установках.
ИЗУ располагается вблизи устья скважины. Нефть и вода, отделённые от газа поступают в самотёчные выкидные линии, а затем – в участковые негерметизированные резервуары сборного пункта (СП). Из них нефть забирается центробежными насосами и подаётся по сборному коллектору в сырьевые резервуары УПН. Отстоявшаяся вода утилизируется или транспортируется в виде эмульсии до сырьевых резервуаров. Газ под собственным давлением попадает на ГПЗ или на компрессорную станцию.
ГЗУ в отличие от ИЗУ располагается вдали от скважин. На неё поступает продукция нескольких скважин.
Измерение дебита индивидуальных скважин по жидкости производят переключением задвижек на распределительной батарее в замерном трапе или мернике, а газа – при помощи диафрагмы и самопишущего прибора ДП-430
Отличительные способности самотёчных негерметизированных систем
- работа под напором, создаваемым разностью геодезических отметок в начале и конце трубопровода, поэтому мерник должен быть поднят, а в гористой местности необходимо изыскивать такую трассу, чтобы обеспечить нужный
напор и пропускную способность
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»