Пластовая вода (подтоварная вода) на месторождениях нефти и газа
Вода — неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам.
Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторождений составляют более или менее минерализованные воды. Состав и свойства пластовых вод имеют большое значение для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в дренируемом пласте.
К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте). Собственные пластовые воды — один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные, промежуточные и техногенные.
- Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи. Подошвенной называется вода, залегающая под водонефтяным контактом (газо-водяным контактом).
- К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов. К чужим(посторонним) относятся воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше или ниже данного нефтегазоносного.
- К техногенными или искусственно введенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.
Чистая вода для ППД как новый отраслевой вызов
Исследования показали, что если концентрация механических примесей и остаточной нефти в воде, закачиваемой в пласт, превышает 50 мг/литр, то всего за один год приёмистость каждой нагнетательной скважины снижается в два раза, при этом энергозатраты на поддержание пластового давления на проектном уровне увеличиваются на 100 тысяч кВт-ч в год. В этих условиях возрастают операционные затраты и стоимость владения системой ППД за счёт увеличения количества операций кислотной обработки призабойной зоны скважины и стоимость потреблённой электроэнергии насосными агрегатами КНС.
В этой связи показатели качества воды, закачиваемой в пласт, нормируется ОСТ 39-225-88 и должны отвечать параметрам загрязненности в зависимости от типа коллекторов по пористости.
Содержание механических примесей и нефтепродуктов в воде регламентировано и должно составлять от 3 до 50 мг/л в зависимости от пористости.
Оптимальная подготовка и очистка пластовых вод является важнейшим фактором нефте-газо добычи, так как по состоянию на 2024 большинство месторождений на территории РФ являются обводненными. 14% всей установленной мощности энергетики РФ потребляют процессы, связанные с транспортировкой и очисткой пластовых вод!
На территории Российской Федерация нормативным документом регламентирующим качество пластовых вод используемых для поддержания пластового давления является ОСТ – 39-225-88.
Основные приложения вышеуказанного ОСТа приведены ниже
Типовые процессы по использованию воды на добыче
Трехфазный сепаратор нефть, вода, газ.
Вопросы сепарации и предварительного сброса воды особенно остро встают в тех случаях, когда обводненность продукции скважин начинает превышать 25–30%, так как существующие комплексы подготовки нефти УПН в начальный период разработки нефтяных месторождений рассчитывались для приема сырья, содержащего не более 30% пластовой воды, и имели очистные сооружения соответствующей производительности. Поэтому задача повышения производительности установок подготовки нефти и объектов очистки воды на поздней стадии разработки нефтяных месторождений решается путем организации предварительного сброса воды в системе сбора или УПН. Поскольку предва-рительный сброс воды на УПН, предусматривает одновременно выделение из нефти газа, правильный выбор параметров и режимов предварительного сброса воды и сепарации газа является актуальной проблемой. В практике сброс попутнодобываемой воды до 10% остаточной воды в нефти осуществляется, как правило, при естественной температуре жидкости и при добавлении деэмульгатора (при обводненности добываемой продукции 40–70%).
При обводненности более 70% происходит обращение фаз, при котором внешней фазой становится вода, и в этом случае производится сброс так называемой свободной воды. Организация предварительного сброса воды должна предусматривать как мероприятия по повышению качества сепарации и обезвоживания нефти, так и по получению качественной пластовой воды. Большинство крупнейших нефтяных месторождений России, находящихся в настоящее время на поздних стадиях разработки, характеризуются значительными объемами попутно-добываемой пластовой воды. Перекачка высоко-обводненной продукции до установок подготовки нефти (УПН) и последующая утилизация попутно-добываемой воды в системе поддержания пластового давления перегружает промысловые трубопроводы и увеличивает их капиталоемкость из-за больших затрат на встречные перекачки, борьбу с коррозией, эмульгированием нефти, а также ухудшает экологическую ситуацию в нефтедобывающих регионах и т.д.
Трехфазные сепараторы предназначены для разгазирования нефти и частичного (до 5–20% остаточной воды) обезвоживания нефти перед подачей её на установку подготовки нефти. Сброс воды на ДНС и УПН, в частности, реализуется путем замены существующих двухфазных нефтегазовых сепараторов на трехфазные или путем переоборудования действующих сепараторов в трехфазные. Разделение расслоенных потоков производится в аппаратах достаточно простой конструкции.
Эта конструкция является базовой, т.к. она обеспечивает сброс всего объема свободного газа и свободной воды из продукции скважин. Уровень жидкости в аппарате удерживается переливной перегородкой 5, через которую нефть попадает в камеру сбора нефти и выводится из аппарата (штуцер 8), вода из аппарата сбрасывается по штуцеру 9, установленному перед перегородкой 5. Для интенсификации и углубления разделения фаз в аппаратах устанавливаются устройства распределения и гидродинамической коалесценции.
Принципиальные конструкции трехфазных сепараторов
1 - корпус, 2 - ввод продукции, 3 - устройство приема газожидкостной смеси, 4 - устройства распределения и гидродинамической коалесценции, 5 - переливная перегородка, 6 - вывод газа, 7 - устройство улавливания капельной жидкости, 8 - вывод нефти, 9 - вывод воды, 10 - насадка, 11 - коалесцирующий пакет.
Технические характеристики
| Производительность (расчетная), м³/сут: | |
|---|---|
| - по жидкости | 500÷6000 |
| - по нефти | 100÷3000 |
| - по газу, млн. нм/сут | 0,1÷1,0 |
| Расчетное давление, МПа | 1,6; 2,5; 4,0 |
| Содержание воды в нефти, % масс.: | |
| - на входе | от 30 и более |
| - на выходе | 1÷5 |
| Содержание в подготовленной воде, мг/л: | |
| - нефтепродуктов | до 40 (5 мг/л по особым требованиям заказчика) |
| - механических примесей | до 40 (5 мг/л по особым требованиям заказчика) |
| Температура окружающей среды, °С | от -60 до +50 |
| Срок службы, не менее, лет | 20 |
Сепараторы с жаровыми трубами (Хитер-Тритер) (Heater Treater)
Блочная автоматизированная установка подготовки нефти предназначена для эффективного нагрева, обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий и подготовки нефти до товарного качества.
Благодаря своему универсальному функционалу одна установка типа Хитер-Тритер способна заменить одновременно несколько систем очистки, выполняя следующие функции: — обезвоживание нефтяного сырья; — его разделение на нефть и побочные продукты; — получение очищенной нефти. Установка может работать даже в самых суровых климатических условиях: устройство выдерживает температуру воздуха до -60°С. Несмотря на то что оборудование устанавливается на открытой территории, оно устойчиво даже к самым сильным порывам ветра. Комплект изначально поставляется в высокой степени готовности для работы, что позволяет значительно сэкономить на его монтаже
Преимущества:
— многофункциональность (установка может выполнять сразу несколько функций по переработке нефти);
— уменьшение площади застройки, количества межблочных коммуникаций и запорно-регулирующей арматуры;
— снижение объем строительно-монтажных работ;
— снижение капитальные затраты на оборудование;
— экономия энергоресурсов;
— упрощение управления и обслуживания установки
Флотационные Установки IGF и DGF
- Индуцированная газовая флотация.
- Напорная газовая флотация.
- Импеллерная флотация
- Флотация с механическим диспергированием воздуха
- Напорная флотация
- Эрлифтная флотация
Установки принудительной флотации (IGF)
Установки растворенной флотации (DGF)
Технические характеристики
| Производительность по нефти, млн. т/год: | 0,3; 0,5; 1,0; 3,0; 6,0; 9,0 |
| - по нефти, (расчетная), м3/сут | 1000; 1600; 3000; 5000; 10 000; 15 000; 25 000 |
| - по газу, млн. м3/сут (расчетная) | 0,1; 0,16; 0,3; 0,5;1,0; 1,5; 3,0 |
| Содержание воды в нефти, % масс.: | |
|---|---|
| - на входе | до 30 |
| - на выходе | ДО 0,5 |
| Требования к качеству товарной нефти | по ГОСТ Р-51858-2002 |
| Содержание в подготовленной воде, мг/л: | |
| - нефтепродуктов | до 40 (и ниже по требованию заказчика) |
| механических примесей | до 40 (и ниже по требованию заказчика) |
| Температура окружающей среды, °C | до +50 |
| Срок службы, не менее, лет | 20 |
Натшелл фильтры (Nutshell Filter, Multimedia Filter)
Компания CODEECO разрабатывает и изготавливает фильтры с мультимедийной средой из ореховой скорлупы различных типов и конструкций в зависимости от потребностей проекта. Фильтры могут быть как с восходящими потоками, так и снисходящими. Как с мешалками, так и без них. Компоновка аппаратов может быть, как вертикальной, так и горизонтальной.
Технология Натшелл (Nutshell) является уникальным сплавом двух процессов сепарации 1) механической фильтрацией взвешенных 2) коалисцентным улавливанием нефтяной эмульсии.
Технология получила широкое применения как на месторождениях On Shore так и на месторождениях Off Shore в составе установок подготовки пластовых вод, в качестве тонкой очистки.
Также мы готовы Вам предложить фильтрующую среду из смесей ореховых скорлуп.
1-е поколение Натшелл фильтров - 1970г.
2-е поколение Натшелл фильтров - 1980г.
3-е поколение Натшелл фильтров - 1990г.
4-е поколение Натшелл фильтров - 2000г.
5-е поколение Натшелл фильтров - 2010г.
| Среда | Тест 1 | Тест 2 | Тест 3 | Тест 4 | Коэф-т сродства к нефтепродуктам Среднее значение |
|---|---|---|---|---|---|
| Поливинилхлорид | 0.192 | 0.240 | 0.244 | 0.172 | 0.212 |
| Антрацит | 0.032 | 0.044 | 0.052 | 0.040 | 0.042 |
| Кварцевый песок | 0.032 | 0.048 | 0.052 | 0.040 | 0.043 |
| Cмесь скорлупы 3 видов ореха | 0.020 | 0.044 | 0.036 | 0.032 | 0.033 |
Установки ультрафильтрации на керамических мембран. (напорные и безнапорные)
Под давлением, создаваемым подающим насосом, вода прокачивалась через сквозные каналы мембранных элементов. За счет перепада давления часть воды фильтровалась через пористые стенки и выходила в полость пермеата через внешнюю поверхность трубчатых мембран. Оставшаяся часть потока, не проникшая через пористые стенки, выходила с противоположной стороны трубчатых мембран и возвращалась на вход циркуляционным насосом. Часть потока из контура циркуляции, содержащего сконцентрированные нефтепродукты, возвращалась в отстойник-усреднитель.
Общин вид трубчатого керамического ультрафильтрационного элемента
Внешний вид пилотной установки напорной ультрафильтрации
Эффективность работы по удалению нефтепродуктов в отстойнике представлена в табл. 2
| Концентрация нефтепродуктов в исходной пластовой воде | Концентрация нефтепродуктов в отстоянной воде | % удаления |
|---|---|---|
| 50-50000 мг/л | 20-80 мг/л | 60-99,84% |
Содержание нефтепродуктов после установки ультрафильтрации с керамическими мембранами представлена в табл. 3.
| Дата отбора | Результат анализа мг/дм3 |
|---|---|
| 22.08.2014 | 0,51 ±0,13 |
| 23.08.2014 | 0,17±0,05 |
| 25.08.2014 | 0,68±0,17 |
| 25.08.2014 | 1,9±0,5 |
| 26.08.2014 | 2,6±0,7 |
| 27.08.2014 | 1,1 ±0,3 |
| 28.08.2014 | 2,0±0,5 |
| 30.08.2014 | 2,6±0,7 |
| 31.08.2014 | 3,0±0,8 |
| 01.09.2014 | 3,5±0,9 |
| 02.09.2014 | 4,0±1,0 |
| 03.09.2014 | 3,9±1,0 |
| 04.09.2014 | 3,6±0,9 |
| 05.09.2014 | 3,6±0,9 |
| 06.09.2014 | 2,2±0,6 |
| 07.09.2014 | 3,7±0,9 |
| 08.09.2014 | 3,1 ±0,8 |
| 09.09.2014 | 1,8±0,4 |
| 10.09.2014 | 4,4±1,1 |
| 11.09.2014 | 3,4±0,8 |
| 12.09.2014 | 1,4±0,4 |