Установки раннего предварительного сброса воды разработаны для месторождений Роснефти

На базе Уфимского филиала «РН-Ремонт НПО», нефтесервисной дочки Роснефти, запланировано изготовление 3 установок раннего предварительного сброса воды (УРПСВ) в год.

В 2020-2030 гг. Роснефть предполагает внедрить более 20 установок различной производительности. Роснефть оценивает экономический эффект от внедрения в 5 млрд руб.Эффект достигается за счёт:

низких эксплуатационных затрат,
средних по величине начальных инвестициях
получении дохода от реализации дополнительно добытой нефти после запуска УРПСВ за счет разгрузки трубопроводной системы и сброса подготовленной воды непосредственно на кустах месторождений.

Разработка специалистов корпоративного института компании РН-БашНИПИнефть обеспечивает дополнительную добычу нефти на обводненных месторождениях. Обычно это зрелые месторождения, и установки могут быть востребованы не только в Роснефти. Технология защищена патентом, правообладателем которого является Роснефть.

для отделения от нефти пластовой воды и попутного нефтяного газа,
для подогрева нефти и приращения удельной энергии потока добываемой нефти (дожим) до следующей системы подготовки нефти.

Ранний предварительный сброс воды необходим для месторождений с высокой обводнённостью скважин.Преимущества:

значительно уменьшает объемы перекачки жидкости за счет сброса воды непосредственно в зоне отбора жидкости, к примеру, на малодебитные скважины.
позволяет разгрузить систему нефтесбора, ДНС, для последующего увеличения добычи нефти,
позволяет снизить операционные расходы на электроэнергию и реагенты,
сокращает капзатраты на развитие системы трубопроводов и объектов технологических площадок.

Техническая новизна установок:

блок очистки воды, позволяющий обеспечить подготовку пластовой воды и снизить содержание нефтепродуктов до уровня 15 мг/л (по стандартам — до 50 мг).
оптимизированный узел сепарации пластовой воды;
выделенный блок подготовки пластовой воды;
использование коалесцирующих элементов ( процесс слияния капель и других подобных частиц среды внутри жидкости или газа), олеофильных материалов ( способных к межмолекулярному взаимодействию, что приводит к потере веществами и нефти способности смачиваться водой и впитывать воду в поры гранул) и переменного профиля.

Эффективность работы поддерживает система автоматизированной самоочистки с выводом уловленных нефтепродуктов и механических примесей в трубопровод отвода газо-жидкостной смеси или в дренажную ёмкость.

1 я УРПСВ производительностью 5000 м 3 /сутки построена, успешно испытана и эксплуатируется с 2017 года в районе КНС-8 Барсуковского нефтяного месторождения РН-Пурнефтегаза, дочки Роснефти.

Там был выявлен ряд участков недр с перегруженной инфраструктурой и проблемой утилизации попутно добываемой воды.

Ранее в РН-Пурнефтегазе тоже не сидели без дела:

в 2013 г. была введена в эксплуатацию опытная скважинная УПСВ;
высокий газовый фактор (более 311 м 3 /т) не оказал негативного воздействия на устойчивость работы установки;
отсепарированная вода при помощи насоса закачивалась в нагнетательную скважину системы ППД.
в 2014 г. по результатам были построены 2 шурфа для предварительного сброса воды, причем 1 УПСВ обеспечивала сброс воды в объеме 650 м 3 /сут без применения деэмульгатора, при диаметре обсадной колонны 324 мм.

поток через пакет гофрированных пластин разделяется на слои;
расстояние между пластинами выполнено на гребне шире, чем на желобах;
в процессе движения происходит ускорение и пульсация потока, что ускоряет сепарацию, крайне малых частиц нефти и твердых веществ;
мельчайшие частицы сталкиваются и коагулируют;
частицы больших размеров отделяются еще быстрее;
укрупненные капли уловленной нефти всплывают вверх и отводятся с блока,
механические примеси осаждаются, не создавая сопротивления движению основного потока.

Площадка для промышленных испытаний была выбрана с целью определения критериев работоспособности технологии УРПСВ и конструкционных решений в экстремальных условиях Крайнего Севера.

За счет увеличения пропускной способности системы нефтесбора экономический эффект от внедрения пилотной установки за 5 лет составил 259 млн руб.

Установка подготовки пластовой воды УПВ
за 20 дней от производителя под ключ

Установка подготовки пластовой воды УПВ входит в технологическую цепочку на НПЗ.

На установке происходит отделение от пластовой воды газа, нефти, органики, коллоидной глины и других взвешенных веществ.

Очищенная вода через буферную емкость подается на вход насосов КНС. Частично обводненная уловленная нефть через накопительную емкость отправляется на вход установки подготовки нефти (УПН). Свободный газ, не участвующий в процессе флотации, отправляется на факел низкого давления.

Наименование параметра	Значение
Тонкость фильтрации, мкм	60
Перепад давления на гидроциклоне, МПа, оптимальный	0,3
Габаритные размеры гидроциклона, мм, диаметр х высота	800 х 1900
Масса, кг	990
Закачка химреагентов
** Производительность дозировочного насоса, л/час	25
Максимальное давление, МПа	4
Тип дозировочного насоса	НД2,5 10/100 К13В
Мощность электродвигателя, кВт	0,25
Н апряжение, В	380
Количество насосов, шт.: — рабочих — резервных	2 2 нет
Объем расходных емкостей, м 3 : — водного раствора коагулянта — водного раствора флокулянта	1,5 1,5
Тип шестеренного насоса для закачки реагентов в емкости и перемешивания	НМШ5-25-4,0/45-1
Производительность, м 3 /час	4
Рабочее давление, МПа	0,4
Мощность электродвигателя, кВт	2,2
Мощность установленная, кВт, не более	130
Габаритные размеры БТ (длина х ширина х высота), мм	12220 х 11220 х 4500
Габаритные размеры БУ (длина х ширина х высота), мм	6200 х 3200 х 3900
Габаритные транспортные размеры одного блока (длина х ширина х высота), мм	12220 х 3200 х 3900
Масса одного транспортного блока, кг, не более	25000** производительность насосов-дозаторов принята на максимальный объем закачки воды из расчета 40 г. 10% раствора коагулянта AI2(SO4)3 на 1 м3 воды.

Наименование параметра	Значение
Рабочая среда	пластовая подтоварная вода с содержанием сероводорода не более 0,01%
Температура воды, °С, в пределах	5-90
Содержание твердовзвещенных веществ на входе, мг/л, не более	500
Содержание газа в пластовой воде на входе, м 3 /м 3 , в пределах	0,01. 1,0
Содержание нефти в воде на входе в установку, мг/л, не более	1000
Содержание взвешенных веществ на выходе, мг/л, не более	10
Содержание нефти в воде на выходе, мг/л, не более	10
Производительность по жидкости, м 3 /час (м 3 /сут)	208 (5000)
Тип сепаратора-флотатора	горизонтальный с газожидкостной напорной флотацией
Расчетное давление, МПа	1,0
* Количество сепараторов, шт. — рабочих — резервных	2 2 нет

Производство установки подготовки пластовой воды осуществляется исключительно по проекту. Специалисты нашего проектно-конструкторского готовы предложить Вам наиболее эффективное решение в максимально короткий срок.

Оборудование проектируется с учетом особенностей эксплуатации, технологического процесса и требований Заказчика. Исходя из проекта подбирается необходимая комплектация.

Кроме этого: Снятие и установка блока управления системой отопления кондиционирования и вентиляции салона Ford Focus 2 2005 2008

Проектно-конструкторское бюро ТПК Стелла разрабатывает проектную и рабочую документацию в соответствие с отечественными и зарубежными стандартами.

Чтобы заказать проектирование, узнать точные сроки и стоимость, позвоните нам по номеру +7 (499) 390 — 14 — 72.

проектирование установок
изготовление
доставка по РФ и СНГ
професиональный монтаж
пуско-наладочные работы
обучение Вашего персонала
пост-гарантийное и сервисное обслуживание

У Вас уже есть коммерческое предложение на установку УПВ?
Пришлите нам опросный лист и мы гарантируем предложение выгоднее!

Скачать опросный лист

Заполненный опросный лист, либо техническое задание присылайте на почту zakaz@tpk-stella.сom !
Расчет стоимости оборудования от 1 часа!

Источник

Очистка пластовых и подтоварных вод

АО Инженерный центр «Баренц-Регион» разрабатывает технологии подготовки пластовых и подтоварных вод для закачки её в пласт. Специалисты компании анализируют пробы пластовой воды на месте производства и подготавливают для очистки очистки пластовых и подтоварных вод индивидуальные решения. Установка очистки пластовых и подтоварных вод позволяет значительно продлевать срок работы производственного оборудования и вторично использовать воду для закачки в пласт.

Установка подготовки пластовых и подтоварных вод с последующим использованием для заводнения нефтяных пластов

В соответствии с ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству».

Исходные данные, требования к пластовой и подтоварной воде:

Производительность установки очистки пластовых и подтоварных вод: не лимитируется, оптимально введение отдельными линиями (цепочками) производительностью 50–400 м³/час

Состав исходной пластовой и подтоварной воды:

— Нефтепродукты – до 3000 мг/л (плотность нефти ρ = 820 – 950 кг/м³);

— Взвешенные вещества – до 500 мг/л.

Требования к качеству очищенной воды (максимальные требования по ОСТ 39-225-88 при проницаемости пористой среды коллектора 0,1 мкм² включительно):

— Нефтепродукты – до 5 мг/л;

— Взвешенные вещества – до 3 мг/л;

— Размер частиц – менее 1 мкм;

— Содержание кислорода – менее 0,5 мг/л;

— Сульфатвосстанавливающие бактерии – отсутствие.

Характеристика исходной пластовой и подтоварной воды:

Пластовые и подтоварные воды поступают в резервуары сепарации нефти. В этих резервуарах нефть отделяется за счет действия силы тяжести и вода подается для дальнейшей очистки на установку подготовки пластовых и подтоварных вод. В зависимости от характеристик нефти и химических продуктов, используемых в процессе добычи и транспортировки нефти (эмульгаторы, ингибиторы коррозии, . . .), нефтеносная вода может содержать от 150 до 300 мг/л тонко эмульгированной нефти и мелких нефтяных капель, остающихся в воде в виде суспензии. Эти эмульгированные капли имеют сильный отрицательный электростатический заряд, который сохраняет их устойчивость к образованию агломераций.

Некоторые возможные сложности подготовки пластовых и подтоварных вод:

Высокое солесодержание исходных пластовых и подтоварных вод, высокая концентрация хлоридов – более 10000 мг/л, (в некоторых случаях концентрация хлоридов достигает 150–200 г/л); высокая температура пластовых и подтварных вод – более 50°С -> среда очень коррозионноактивная, требуется тщательный подбор материала и антикоррозионных покрытий установки очистки пластовых и подтоварных вод, подбор материала мембран стойкого при высоких температурах.

Плотность нефти высокая – 920–950 г/дм³, что даёт весьма медленную скорость всплытия в процессе простого гравитационного разделения (например в нефтеловушках) нефтяной эмульсии, которой фактически является пластовая и подтоварная вода.

Формула Стокса для скорости всплытия капелек нефти, из данной формулы видно, что скорость всплытия прямо пропорциональна разности плотностей нефти и воды.

Размер частиц взвеси и эмульгированных нефтепродуктов менее 1–2 мкм (особенно стабилизированных ПАВ, в редких случаях).

Пути решения возможных сложностей очистки пластовых и подтоварных вод:

Тщательный подбор материалов оборудования и антикоррозионных покрытий установки подготовки пластовых и подтоварных вод стойких в условиях данной среды. Выбор материалов фильтрующих сред стойких при высоких температурах.

В случае плотности нефти более 920 кг/м³ — отказ от нефтеловушек и любых других способов гравитационного разделения в пользу 2-х ступенчатой напорной флотации. В процессе напорной флотации образуется комплекс: <частица загрязнений – пузырьки воздуха>, плотность данного флотокомплекса существенно меньше плотности воды, а ∆ρ = ρводы — ρфлотокомплекс, существенно больше, что способствует интенсификации отделения нефти в процессе очистки пластовых и подтоварных вод.

При значительном содержании взвешенных веществ и капель нефтепродуктов (особенно стабилизированных поверхностно-активными веществами различной природы) крупностью менее 1–2 мкм проведение экспериментальных работ с тщательным подбором реагентов (коагулянтов и флокулянтов) и режимов работы отделительных аппаратов (отстойники, флотаторы).

Принципиальная технологическая схема установки очистки пластовых и подтоварных вод 1-ой и 2-ой ступени очистки.

Вариант при плотности нефти более 920 кг/м³

1 этап подготовки пластовой и подтоварной воды

Этап фактически представляет собой предварительную очистку пластовых и подтоварных вод.

Исходная пластовая и подтоварная вода поступает на 1-ую ступень напорной флотации (при плотности нефти более 900 кг/м³) .

Особенность 1-го этапа – безреагентная очистка пластовых и подтоварных вод. Отделяются частицы размером более 100-150 мкм. Предполагаемая эффективность процесса – 65–85% по нефтепродуктам.

Обозначения на схеме:

НЦ1 – рециркуляционный насос 1-ой ступени напорной флотации;

2-ой этап подготовки пластовых и подтоварных вод

Исходная пластовая и подтоварная вода поступает на реагентную обработку.

Перед 2-ой ступенью напорной флотации происходит реагентная обработка исходной пластовой и подтоварной воды.

Последовательно вводятся коагулянт и затем флокулянт.

В камере хлопьеобразования КХ создаются условия для формирования крупных и устойчивых хлопьев, а также сорбции загрязнений на свежеобразованных хлопьях коагулянта.

Укрупнение и увеличение механической устойчивости хлопьев способствует ввод флокулянта.

На данном этапе очистки пластовых и подтоварных вод важен подбор марок реагентов и определение их оптимальных дозировок от этого в существенной мере зависит эффективность очистки

Обозначения на схеме:

Ераств1, Ераств2 – ёмкости приготовления коагулянта и флокулянта, с мешалками;

НДк, НДф – насосы-дозаторы коагулянта и флокулянта;

Нк, Нф – насосы перекачки готового реагента из растворных в расходные ёмкости;

Ерасх1, Ерасх2 – ёмкости расходные коагулянта и флокулянта, с мешалками.

Исходные пластовые и подтоварные воды самотёком поступает на 2-ую ступень напорной флотации.

Здесь происходит доочистка пластовых и подтоварных вод от нефтепродуктов и взвешенных частиц, которые предварительно сорбированы на хлопьях коагулянта.

Обозначения на схеме:

НЦ2 – рециркуляционный насос 1-ой ступени напорной флотации;

Внешний вид напорных флотаторов

Микрофильтрация на керамических или полимерных мембранах

Виды используемых мембранных микрофильтрационных элементов:

Трубчатые полимерные мембраны с каналами диаметром от 5 до 14,4 мм

Отечественной промышленностью производятся мембраны типа БТУ 0,5/2 по ТУ 6-05-2010-86:

длина мембранного элемента – 2000 мм;
площадь фильтрации – 0,5 м²;
материал мембран – гидрофилизированный фторопласт;
размер пор мембраны – 0,2-0,6 мкм;
проницаемость по воде при p=0,2 МПа, t=25°С –

рабочий диапазон температур – 0–60°С;
рабочий диапазон рН – 1–12.

Микрофильтрация на керамических или полимерных мембранах

Виды используемых мембранных микрофильтрационных элементов:

Трубчатые керамические мембраны с каналами диаметром от 1,6 до 8,0 мм

Преимущества в сравнении с полимерными мембранами:

Высокая химическая устойчивость pH:

0–14 (кислотно-щелочная стерилизация);

Высокая термическая устойчивость до 350° C;

Высокая механическая устойчивость > 90 bar;

Длительный срок эксплуатации до 10 лет;

Компактность модулей с большой поверхностью фильтрации: до 112,2 м²;

Более широкий диапазон размера пор мембран: 0,45-0,8-1,4 мкм.

Принципиальная технологическая схема установки подготовки пластовых и подтоварных вод 3-я ступень очистки

3-ий этап очистки пластовых и подтоварных вод

Этап фактически представляет собой финишную подготовку пластовых и подтоварных вод с применением керамической микрофильтрации.

Предварительно подготовленная вода с процесса напорной флотации поступает на параллельные циркуляционные контуры установки микрофильтрации.

Особенность данного этапа – безреагентная очистка пластовых и подтоварных вод. Отделяются частицы раз- мером более 0,8–1,0 мкм. Предполагаемая эффективность процесса – более 99% по взвешенным веществам и нефтепродуктам.

Фильтрация осуществляется в режиме cross-flow, насос Н1 создаёт необходимое давление в контуре ультрафильтрации (1,0–2,0 bar), циркуляционные насосы НЦ необходимы для создания необходимой скорости потока над поверхностью мембраны (3–5 м/с). Высокая скорость позволяет создать развитый турбулентный режим для минимизации концентрационной поляризации.

Обозначения на схеме:

НЦ – циркуляционные насосы;

А – аппараты мембранные;

Н1 – насос подачи пластовых и подтоварных вод на керамические мембраны;

Е – необходимое емкостное оборудование;

ЕМ – ёмкость химической мойки;

Н3 – насос химической мойки.

Для обращения в АО «Инженерный центр «Баренц-Регион» достаточно связаться со специалистами по контактным данным обозначенным на сайте.

Технология очистки пластовых и подтоварных вод

Производительность установки очистки пластовых и подтоварных вод не ограничена.

Перспективная и современная схема эффективной подготовки пластовых и подтоварных вод, составленной с учётом последних достижений технологии и техники.

Преимущества установки подготовки пластовых и подтоварных вод АО «Инженерный центр «Баренц-регион»:

Компактность и малые занимаемые площади при высочайшем качестве очистки пластовых и подтоварных вод;
Простота монтажа (установка очистки пластовых и подтоварных вод поставляется крупными блоками заводской готовности);
Малая площадь сбора нефтесодержащего флотошлама в процессе подготовки пластовых и подтоварных вод при возможности подачи сильнозагрязненных пластовых, подтоварных вод и прямоугольная геометрия основной части высоты установки подготовки пластовых и подтоварных вод позволяют размещать установки на улице;
Возможность закрытого исполнения с вращающимися крышками с патрубком для отбора газов в процессе очистки пластовых и подтоварных вод;
Возможность установки очистки пластовых и подтоварных вод работать в среде азота;
Отсутствие необходимости возведения отдельного здания взрывоопасной и пожароопасной категорий со сложными инженерными системами, что позволяет значительно сэкономить на реализации проекта подготовки пластовых и подтоварных вод в целом;
Максимально возможное использование существующих коммуникаций, сетей, сооружений для установки подготовки пластовых и подтоварных вод;
Внедрение новых установок подготовки пластовых и подтоварных вод и реконструкция старых сооружений без остановки процесса очистки пластовых и подтоварных вод, сокращения их производительности или временного ухудшения существующего уровня очистки на период подготовки, монтажа и пуска;
Максимально возможное использование гидравлического профиля существующих сооружений, т.е. по возможности исключение новых дополнительных перекачек для новой установки очистки пластовых и подтоварных вод;
Сокращение затрат электроэнергии за счет использования современного инновационного высокоэффективного оборудования установки подготовки пластовых и подтоварных вод, средств контроля и регулирования;
Сокращение капитальных затрат на подготовке пластовых и подтоварных вод, отказ от строительства новых зданий;
Сокращение капитальных затрат за счет применения продуманных технологических решений и использования инновационного, запатентованного оборудования для очистки пластовых и подтоварных вод;
Возможность адаптации установки очистки пластовых и подтоварных вод под размеры существующих каналов, резервуаров и сооружений;
Сокращение сроков монтажа за счет применения оборудования подготовки пластовых и подтоварных вод поставляемого в собранном или блочном виде.

Для достижения заданных требований к качеству воды предлагается использовать установку очистки пластовых и подтоварных вод основанной на методе напорной флотации.

Метод напорной флотации для установок очистки пластовых и подтоварных вод — один из наиболее универсальных, компактных и непродолжительных по времени способов кондиционирования воды и уплотнения осадка. Напорная флотация обеспечивает высокую степень очистки от взвешенных веществ разной природы, БПК, нефтепродуктов, СПАВ, жиров и других нежелательных примесей, высокую концентрацию флотошлама в процессе подготовки пластовых и подтоварных вод. Установка подготовки пластовых и подтоварных вод, основанная на методе напорной флотации во многих случаях является фундаментом создания систем замкнутого водопользования. Ядром очистки пластовых и подтоварных вод основанной на методе напорной флотации служит насыщение воздухом части осветленной воды при давлении 4-6 атм. и ее смешении с очищаемой водой во флотационной установке. Последующая декомпрессия, непосредственно в корпусе флотатора, приводит к образованию микропузырьков воздуха (размером 20-50 мкм), которые прилипают к частицам загрязнений и всплывают на поверхность установки подготовки пластовых и подтоварных вод, образуя флотошлам. Флотошлам с установки очистки пластовых и подтоварных вод собирается со всей поверхности в центр флотатора специальным сборником. Растворение газа в воде при процессе подготовки пластовых и подтоварных вод происходит в установках насыщения воды воздухом. В процессе очистки пластовых и подтоварных вод часть осветленной на флотаторе воды отбирается рециркуляционным насосом и подается в установки насыщения воды воздухом под давлением

5,5 атм. Специальная конструкция установок насыщения воды воздухом позволяет достигать в установке очистки пластовых и подтоварных вод эффективного растворения газа в воде. После установок насыщения воды воздухом, насыщенная газом (сатурированная) вода проходит через редукционный клапан, на котором происходит потеря давления с 5,5 атм. до давления в подающем трубопроводе установки подготовки пластовых и подтоварных вод. При этом происходит выделение из сатурированной воды огромного количества микропузырьков для подготовки пластовых и подтоварных вод. В очищаемую воду подается водовоздушная смесь от сатуратора для очистки пластовых и подтоварных вод. Эта вода поступает в центральную часть установки очистки пластовых и подтоварных вод. Из центральной распределительной колонны смесь распределяется по всему объему установки подготовки пластовых и подтоварных вод. В процессе подготовки пластовых и подтоварных вод происходит интенсивное разделение загрязнений. Загрязняющие вещества, увлекаемые пузырьками воздуха, поднимаются на поверхность воды и образуют устойчивый слой флотошлама после очистки пластовых и подтоварных вод. По рельсу цилиндрической части установки очистки пластовых и подтоварных вод вращается каретка, на которой установлен спиральный сборник. Вращаясь, спиральный сборник зачерпывает флотошлам и сбрасывает его в центральную трубу для вывода из установки подготовки пластовых и подтоварных вод. Флотошлам после подготовки пластовых и подтоварных вод выходит из флотатора самотеком. Вода без загрязнений собирается в кольцевом канале установки подготовки пластовых и подтоварных вод, закрепленном на внутренней поверхности в средней части цилиндрического корпуса. После очистки пластовых и подтоварных вод, вода выходит из флотатора самотеком через регулируемый перелив, установленный на наружной стенке флотатора. Осевшие загрязнения выводятся из установки очистки пластовых и подтоварных вод под действием гидростатического давления с помощью пережимных клапанов в нижней части флотатора. Установка имеет очень надежную и легко настраиваемую систему удаления флотошлама в процессе подготовки пластовых и подтоварных вод. Уровень воды в ванне установки подготовки пластовых и подтоварных вод регулируется. Флотатор имеет спиральный сборник флотошлама для удаления максимального количества шлама в процессе очистки пластовых и подтоварных вод. Скорость сборника установки очистки пластовых и подтоварных вод регулируется через частотный преобразователь двигателя в зависимости от количества флотошлама. Это позволяет поддерживать высокую концентрацию выводимого флотошлама из установки подготовки пластовых и подтоварных вод.

Этапы очистки пластовых и подтоварных вод:

Исходная пластовая и подтоварная вода самотёком поступает на установку очистки пластовых и подтоварных вод. Данный этап очистки, позволяющий достичь заданных концентраций в очищенной воде в 1 ступень.

Обозначения на схеме:

НЦ – рециркуляционный насос установки подготовки пластовых и подтоварных вод

Источник

Организация использования попутно-добываемых вод при разработке месторождений СВН

Данная работа была продолжена и на вновь вводимых в разработку месторождениях сверхвязкой нефти (СВН). Интерес к месторождениям СВН объясним развитием нефтехимической и перерабатывающей промышленности, постепенным истощением традиционных запасов, а также развитием технологий добычи.
Существуют различные способы разработки залежей СВН. Применимость той или иной технологии разработки обуславливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатогеографическими условиями и др.
На залежах СВН Республики Татарстан добыча ведется парогравитационным методом (метод SAGD), основанным на закачке в пласт водяного пара.
Согласно этому методу бурятся две горизонтальные скважины с расстоянием между ними порядка 5 метров по вертикали, в верхнюю скважину закачивается пар, который поднимается вверх, образуя паровую камеру (рис.1). Сверхвязкая нефть вместе с конденсатом стекает в нижнюю скважину и добывается на поверхность.
Паронефтяное отношение при этом методе составляет от 4 до 6 единиц, поэтому разработка месторождений СВН характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции (80-90 %) и наличием больших объемов стоков, образующихся при подготовке пресной воды и выработке пара на котельных. Расчетно по разрабатываемым нашим предприятиям поднятиям максимально возможный суточный объем ПДВ и стоков с котельных, необходимый для размещения, составит до 30 тыс. м3/сут. (или 10,9 млн м3/год). При таких значительных объемах ПДВ возникают вопросы обеспечения природоохранных условий, выбора, а также оптимального варианта их использования.
Свойства ПДВ залежей СВН имеют следующие характеристики: высокая концентрация сероводорода, вызывающего коррозионные процессы, отложения сульфидов в оборудовании и трубопроводах; высокая концентрация нефтепродуктов и высокая щелочность (см. таблицу).
В качестве вариантов по эффективному использованию ПДВ образующейся в процессе эксплуатации залежей СВН в компании было рассмотрено несколько вариантов:
1. С целью сокращения протяженности трубопроводной системы размещения ПДВ с ОС УПСВН предлагалось в непосредственной близости от УПСВН пробурить ряд новых скважин для закачки ПДВ в продуктивные пласты Турнейских отложений. В ходе проводимых данных работ необходимые показатели по приемистости (500 м3/сут.) на существующих скважинах достигнуты не были, фактические показатели приемистости скважин составили менее 150 м3/сут.
2. Использование ПДВ с ОС УПСВН в системе ППД НГДУ «Ямашнефть». Данный вариант предусматривал размещение ПДВ и стоков с котельных, используя существующую высоконапорную систему ППД с дополнительным строительством новых объектов. Данная схема позволяла организовать эффективное использование воды с ОС УПСВН только на 14 %. Капитальные затраты по данному варианту составят 845,7 млн руб., эксплуатационные составят 103,7 млн руб. в год.
3. Размещение ПДВ и стоков с котельных по низконапорной системе трубопроводов, используя существующий фонд скважин НГДУ. Для реализации данного проекта были определены 29 скважин на территории Ерсубайкинского месторождения НГДУ «Ямашнефть», которые были подготовлены силами бригад КРС к закачке воды в пласт. Построено 67,1 км трубопроводов низкого давления. Предложенная схема предусматривает перекачку ПДВ до скважины с низким давлением. Необходимое давление для закачки (до120 атм) развивать непосредственно у скважины. Применение насосных установок большей производительности (до 600 м3/сут.) имеет технические ограничения, что не позволяет их разместить в нагнетательные скважины, в связи с чем было принято решение о строительстве на каждой скважине индивидуального шурфа (скважина глубиной до 50 м) для спуска погружной установки типа УЭЦН, предназначенной для закачки воды в пласт (см. рис. 2).
Капитальные затраты по данному варианту составят 569,2 млн руб., эксплуатационные составят 82,5 млн руб. в год.
С целью сокращения объемов перекачки и закачки ПДВ, а также сокращения использования пресных вод для выработки пара предложено использовать установку подготовки попутно добываемой воды.
Схема работы установки (УППДВ) основана на применении следующих технологий: озонирование (удаление сероводорода), ультрафильтрация (очистка от механических примесей и нефтепродуктов), обратный осмос (удаление солей). Ее применение позволит снизить объемы ПДВ с 30 до 15 тыс. м3/сут. и потребление пресной воды на 16,8 м3/ сут (

50 %).
Основными преимуществами схемы размещения ПДВ и стоков с котельных по низконапорной системе трубопроводов, используя существующий фонд скважин управления, а также строительство УППДВ, является:
— обеспечение выполнения природоохранных условий и экологической безопасности компанией;
— организация использования добываемых (попутно с нефтью) ресурсов (ПДВ) в системе ППД, что обеспечит отказ от использования пресных вод;
— снижение металлоемкости и энергопотребления производства;
— организация оперативного регулирования объемов закачки на отдельных участках месторождения и закачки больших объемов попутно-добываемых вод.

Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Р. Фахретдина, д. 60,
тел.: (8557) 31-85-68, 31-84-36

Источник

РубрикаУстановка

Установки раннего предварительного сброса воды разработаны для месторождений Роснефти