Ланина Т.Д., Литвиненко В.И., Варфоломеев Б.Г. Процессы переработки пластовых вод месторождений углеводородов

Подождите немного. Документ загружается.

Таблица 1.8

Содержание извлекаемых компонентов в пластовых водах газоконденсатных месторождений

Содержание компонентов в пластовых водах, мг/л

№

п/п

Объект

исследования

рН

Вуктыльское месторождение

1 ГКИ, скв. 33 5,3 4291 6,7 265,7 40,2 441,7 24,8

2 Скв. 276 3404,8 73,65 314,72

3 Скв. 63 5,93 2110,7 10,19 341,12

4 Скв. 163 5,86 1590,6 77,02 367,93

5 Скв. 61 7,8 6701,93 38,66 567,2

6 Скв. 98 6,09 1201,92 16,52 415,65

Василковское месторождение

Водоносный

комплекс С-Р

1489 18 205

Печоро-Кожвинское месторождение

Водоносный

комплекс Д

2077 229,4 27,5 263

Лаявожское месторождение

9 Скв. 34 2116 414,0 17,0 252 65,74

Скв. 7 5,89 1200 15,23 395,55

Западно-Соплесское месторождение

10 46,0 380,0

1.3. Оценка целесообразности использования

пластовых вод в качестве гидроминерального сырья

Изученный основной и микрокомпонентный состав пластовых вод неф-

тяных и газовых месторождений позволяет установить экологическую опас-

ность пластовых вод, определить месторождения гидроминерального сырья и

перечень извлекаемых компонентов.

Для выявления в Тимано-Печорской провинции перспективных на гид-

роминеральное сырье нефтяных и газоконденсатных месторождений была

проведена технико-экономическая оценка всех разрабатываемых объектов. Го

довая прибыль определялась по разности между годовым выпуском продукции

в денежном выражении и годовыми эксплуатационными затратами, рассчитан-

ными по методике ВСЕГИНГЕО [22].

Величины эксплуатационных запасов попутных вод определялись как

усредненные величины за период 1995-2010 год. Оценка проводилась по сле-

дующим видам готовой продукции: карбонат лития, хлорид рубидия, карбонат

стронция, оксиды кальция и

магния, йод, бром, борная кислота и хлорид

натрия.

В результате обработки данных по составу вод, эксплуатационным запа-

сам и технико-экономическим показателям установлен перечень гидромине-

ральных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

(табл. 1.9).

Извлечение йода и брома из пластовых вод Василковского, Западно-

Соплесского и Печоро-Кожвинского месторождений не целесообразно, эконо-

мический

эффект от внедрения технологий комплексной переработки минима-

лен и составляет 87,24 тыс. рублей в год, 64,81 тыс рублей в год и 0,88 тыс руб.

в год соответственно. Низкая эффективность объясняется малыми дебитами

пластовой воды на указанных месторождениях. Пластовые воды указанных ме-

сторождений могут быть использованы в качестве гидроминерального сырья

лишь в случае перевода газовых

скважин на водные, со значительным увеличе-

нием их дебита по воде.

Пластовые воды Лая-Вожского и Вуктыльского месторождений целесо-

образно использовать в качестве гидроминерального сырья. Наиболее перспек-

тивными являются пластовые воды девонской залежи Лая-Вожского месторож-

дения, прибыль от их переработки составит (по предварительным оценкам)

36703,29 тыс. руб./год.

Пластовые воды

Вуктыльского месторождения так же могут быть исполь-

зованы в качестве гидроминерального сырья. Ежегодная прибыль при внедре-

нии технологий комплексной переработки пластовых вод может составить (по

предварительным оценкам) 4579,6 тыс. руб./год.

В процессе разработки месторождения пластовые воды со всей террито-

рии собираются на головных сооружениях, где происходит их смешение и ра-

зубоживание. Для повышения эффективности использования пластовых вод

Вуктыльского месторождения имеет смысл разработка мобильных передвиж-

ных установок для извлечения ценных компонентов на отдельных участках.

Таблица 1.9

Технико-экономические показатели извлечения ценных компонентов из

пластовых вод газоконденсатных месторождений

№

п/п

Компонент

Получаемая

промышленная

продукция

Коэффициент

перевода

из компонента

в соединения, К

Коэффициент

извлечения

Годовой

выпуск

продукции,

тыс.руб./год

Укрупнен-

ные затраты

на извлече-

ние i-ой по-

лезной про-

дукции на 1

сырья,

руб/м

Годовые экс-

плуатацион-

ные затраты,

З,

тыс. руб./год

1 2 3 4 5 6 7 8

Василковское месторождение (скв. 1 и 3)

1 Йод J

1,0 0,99 308,55 2,21 136,88

2 Бром Br

1,0 0,75 188,9 4,42 273,53

Западно-Соплесское месторождение

1 Йод J

1,0 0,99 70,26 2,21 12,24

2 Бром Br

1,0 0,75 31,1 4,42 24,31

Печоро-Кожвинское месторождение

1 Йод J

1,0 0,99 2,81 2,21 1,02

2 Бром Br

1,0 0,75 2,15 4,42 3,06

Лая-Вожское месторождение

1 Йод J

1,0 0,99 4204,32 2,21 1371,39

2 Бром Br

1,0 0,75 5796,50 4,42 2742,61

3 Бор Н

ВО

5,63 0,95 3891,27 2,72 1687,76

4 Магний MgО 1,7 0,98 33839,4 12,58 7803,34

5 Стронций SrCO

2,5 0,87 6268,94 5,95 3692,06

Окончание табл. 1.9

1 2 3 4 5 6 7 8

Вуктыльское месторождение

1 Йод J

1,0 0,99 1315,0 2,21 154,7

2 Бром Br

1,0 0,75 433,72 4,42 309,4

3 Бор Н

ВО

5,63 0,95 308,75 2,72 190,4

4 Магний MgО 1,7 0,98 3543,27 5,44 880,6

5 Литий Li

5,3 0,83 552,80 5,95 380,8

6 Стронций SrCO

2,5 0,87 758,46 5,95 416,5

Внедрение технологий комплексной переработки пластовых вод на Лая-

Вожском и Вуктыльском месторождениях позволит получать ежегодную при-

быль 41282,9 тыс. руб.

Стоимость полезных компонентов в 1 м

попутных вод для нефтяных ме-

сторождений составляет: Западно-Тэбукское – 6,7 тыс. руб.; Джьерское –

3,6 тыс. руб.; Пашнинское – 2,5 тыс. руб.; Мичаюское + Савиноборское место-

рождение – 4,2 тыс. руб. Из всех месторождений южной группы Тимано-

Печорской провинции наиболее перспективным на гидроминеральное сырье

является Западно-Тэбукское месторождение, суммарная прибыль при ком-

плексной переработке пластовой воды составит 15654 млн.

руб. в год.

2. Подготовка попутно добываемых пластовых вод

Процессы извлечения неорганических компонентов из пластовых вод

предъявляют требования по степени их очистки от углеводородов (нефтепро-

дуктов). Очистка пластовых вод от нефтепродуктов важна также при подготов-

ке вод к закачке в пласт для системы повышения пластового давления.

2.1. Существующие схемы и аппараты подготовки попутно

добываемых пластовых вод к закачке

В практике очистки нефтепромысловых вод наиболее широко применяют

отстаивание. Ранее, в 70-х годах, например, на промыслах Башкирии, подготов-

ку сточных вод производили отстаиванием и фильтрацией через песчаные

фильтры [23]. В настоящее время используют только отстой.

Применяются отстойники различных конструкций: напорные горизон-

тальные (200 м

) и вертикальные (до 10000 м

). Характеристика работы обору-

дования приведена в табл. 2.1. Расчеты эффективной работы промышленных

отстойников базировались на определении скорости всплывания глобул нефти

размерами 50-80 мкм и оседания взвешенных веществ размерами 20-30 мкм

[24, 25]. Однако практика показывает, что ориентироваться надо на меньшие

размеры, которые необходимо определять экспериментальным путем.

Таблица 2.1

Характеристика работы очистного оборудования

Содержание примесей

до

очистки

после очистки, мг/л

Тип, марка установки

Производи-

тельность,

тыс. м

/сут

Нефтепродукты

Взвешенные

вещества

Мультигидроциклон

НУР-3500

3,5

70-220

25-60

100-500

5-28

Установка УБО-3000 3,0

До 10000

200

Фильтр-отстойник

ФЖ-2973

1,5

До 20000

10-15

20-70

10-20

Резервуар-отстойник

РВС-2000

3-4

1000

200

Резервуар-отстойник

РВС-3000

5-6

1000

200

Резервуар-отстойник

РВС-5000

8-10

1000

200

Наибольшее распространение на промыслах получили резервуары-

отстойники РВС-5000 и РВС-10000, оборудованные распределителями потоков

жидкости лучевого или колпачкового типов [26]. Конструкция отстойников с

лучевыми распределителями приведена на рис. 2.1. Внедрялись и унифициро-

ванные распределители потоков жидкости (УРПЖ) колпачкового типа конст-

рукции ВНИИСТнефти (рис. 2.2).

Рис. 2.1. Резервуар-отстойник с двухлучевыми распределителями

потока жидкости

1 – входной трубопровод; 2 – перфорированные трубы; 3 – отражательные лотки;

4 – перфорированные трубы узла вывода; 5 – гидрозатвор; 6 – антисифонный

патрубок; 7 – трубопровод вывода; 8 – стояк

Рис. 2. 2. Резервуар-отстойник с колпачковыми распределителями

потоков жидкости

1 – узел ввода воды; 2 – патрубок; 3 – колпачковый отражатель; 4 – экран;

5 – выходной трубопровод; 6 – отбойник; 7 – трубка вывода уловленной нефти;

8 – стояк

Для предварительной очистки нефтепромысловых сточных вод от нефтепро-

дуктов и взвешенных веществ применяется мультигидроциклон типа НУР-3500.

Следует кратко остановиться на зарубежном опыте подготовки нефте-

промысловых сточных вод.

В современной зарубежной практике обычно применяют две основные

технологические схемы: с использованием индукционного газового флотатора

(рис. 2.3) и с гидроциклонами (рис. 2.4) [27-29].

Рис. 2. 3. Схема очистки попутной воды с индукционным газовым

флотатором

1 – горизонтальный отстойник; 2 – пластинчатый сепаратор;

3 – индукционный газовый флотатор; 4 – двухслойные фильтры

Рис. 2.4. Схема очистки попутной воды с гидроциклонами

1 – трехфазный сепаратор; 2 – гидроциклоны отделения нефти от воды;

3 – гидроциклон отделения взвешенных веществ

При работе по схеме с флотатором (рис. 2.3) попутная вода сначала по-

ступает в горизонтальный отстойник, в котором полностью отделяются части-

цы нефти с размером d

≥ 150 мкм. Далее попутная вода с содержанием нефти

2500 мг/л и взвешенных веществ 100 мг/л поступает в пластинчатый сепаратор,

где в качестве пластинок используются гофрированные плиты из пластмассы со

Эмульсия

Полиэлектролит

Эмульсия

стеклом или из нержавеющей стали, плиты имеют угол наклона 45

. Критерий

Рейнольдса поддерживается Re ≤ 1400, скорость воды между пластинками

–

≤ 20 см/с. Сепаратор удаляет частицы нефти d

≥ 60 мкм, время пребывания

жидкости в аппарате 20-50 мин.

Из сепаратора вода с содержанием нефти 200 мг/л поступает в индукци-

онный газовый флотатор, где насыщается нефтяным газом при помощи цикло-

турбин. Последующее разгазирование приводит к образованию мелких пузырь-

ков газа размером 30-120 мкм, которые флотируют нефть и взвешенные веще-

ства. Время пребывания

жидкости во флотаторе составляет 20-40 мин. Гидрав-

лическая нагрузка составляет 0,56 м/ч без применения коагулянтов и 0,976 м/ч с

коагулянтом для флотатора прямоугольной формы и 4,88 м/ч и 9,76 м/ч для

флотатора цилиндрической формы соответственно. Коэффициент расхода газа

по взвешенным веществам составляет 0,02 - 0,1 кг газа/ кг взвешенных веществ.

Обычно добавляют 20-150 мг/л коагулянта

и 1-5 мг/л флокулянта. Флотатор

секционирован на 5 камер, в 4-х из которых установлены циклотурбины с мно-

голопастными роторами. Пятая камера используется для дегазации потока.

Попутная вода из флотатора с содержанием нефти 25 мг/л и взвешенных

веществ 10 мг/л после добавления полиэлектролита поступает в двухслойные

фильтры. Фильтры представляют собой сосуды под

давлением, содержащие

слой антрацита размером 750 мкм над слоем более мелкого гранита (250 мкм).

Нагрузка на фильтр по воде составляет от 25 до 80 м

/м

ч. Время подключения

фильтра в рабочий цикл составляет 8-12 час, после чего фильтр подвергается

обратной промывке. Вода на выходе имеет следующие характеристики: содер-

жание эмульгированной нефти

– 5 мг/л; растворенной нефти – 5 мг/л; взвешен-

ных веществ

– 2 мг/л. В случае необходимости очистки до 1 мг/л применяются

фильтры со сменными полипропиленовыми элементами.

При очистке попутной воды гидроциклонами (рис. 2.4) жидкость сначала

поступает в трехфазный сепаратор, откуда с содержанием нефти 2500 мг/л и

взвешенных веществ 100 мг/л

– в цепь гидроциклонов (2 – для отделения нефти

от воды и 1

– для отделения взвешенных веществ). Гидроциклоны обычно рабо-

тают под давлением 1-2 атм, удаляют частицы нефти d

≥ 5-10 мкм. После гид-

роциклонов вода содержит 5-10 мг/л нефти и 2-5 мг/л взвешенных веществ.

2.1.1. Анализ работы промысловых отстойников

В настоящее время на нефтяных промыслах применяют два типа отстой-

ников: РВС-5000 с лучевым распределителем и РВС-10000 с колпачковым уст-

ройством распределения потока жидкости (УРПЖ). В РВС-10000 отбор улов-

ленной нефти производится с 9 м при высоте «нефтяной подушки» 3-4 м, в

РВС-5000

– с 6-8 м при высоте «нефтяной подушки» 1-2 м [30-32].

Паспортное время пребывания жидкости в отстойниках составляет 8 час

(при принятом размере капель нефти 80 мкм), фактическое (по нашим данным)

для РВС-5000 – 3,5 час, для РВС-10000 – 2,3 час. По проектной документации

степень очистки пластовых вод в резервуарах-отстойниках составляет: по неф-

ти – до 30-50 мг/л; по взвешенным

веществам – до 20-40 мг/л. Фактическое

экспериментально определенное содержание примесей до и после очистки при-

ведено в табл. 2.2. Анализ воды проводился в течение рабочей смены, пробы

воды на входе и выходе очистных сооружений отбирались с учетом времени

пребывания жидкости в аппарате.

Из данных табл. 2.2 видно, что очистные сооружения на промысле не

обеспечивают необходимой степени очистки ни для

использования сточной во-

ды в системе поддержания пластового давления, ни для последующей перера-

ботки ее на ценные компоненты. Причины неудовлетворительной работы от-

стойников заключаются в неправильно заданном гидродинамическом режиме.

Таблица 2.2

Содержание нефти (мг/л) и взвешенных веществ (мг/л)

на входе и выходе очистных сооружений нефтепромыслов

РВС-10000 «Уса» РВС-5000 «Возей

» №

п/п

Вход Выход % очистки Вход Выход % очистки

Нефть

1 219 142 35 224 176 21

2 640 251 61 164 168 0

3 600 136 77 64 80 0

4 512 221 57 256 100 61

5 125 88 30 98 142 0

6 560 308 45 - - -

Взвешенные вещества

7 86 68 21 86 70 19

2.1.2. Вещественный и дисперсный состав

нефти и взвешенных веществ

При разработке нефтяных месторождений ведется совместный сбор и

транспорт нефтей, добываемых с различных горизонтов, в результате чего про-

исходит смешение попутных вод, добываемых вместе с нефтью. Смешение вод

различных горизонтов приводит к нарушению равновесия в них и, как следст-

вие, к образованию тонкодисперсных взвесей, являющихся стабилизаторами

водонефтяной эмульсии. Знание вещественного состава

примесей позволяет

корректно выбирать методы очистки пластовой воды от нефти и взвешенных

веществ.

Был исследован вещественный состав примесей в резервуарах-

отстойниках РВС-5000 и РВС-10000 (табл. 2.3).