Нефтяная промышленность

Поиск по этому блогу

вторник, 27 марта 2018 г.

Источники водоснабжения систем ППД. Общие требования к качеству нагнетаемой воды

Основное назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления — добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт, распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт. Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на какой стадии разработки находится данное месторождение. 1 – водоем; 2 – водозабор; 3 – насосная станция первого подъема; 4- резервуары для неподготовленной воды; 5 – станция подготовки воды; 6 – резервуары для подготовленной воды; 7 – насосная станция второго подъема; 8 – распределительный водовод среднего давления; 9 – КНС; 10 – водовод высокого давления; 11 – нагнетательная скважина.

Грунтовые воды (значительное многообрзие химического состава (минерализация 100-200 мг/л), небольшое содержание взвешенных частиц). Можно закачивать без специальной подготовки. Воды глубинных горизонтов (минерализованы, не требуют дополнительной обработки). Воды поверхностных водоемов (уступают по качеству грунтовым и глубинным, содержат большое количество механических примесей (глины, ила, песка), способны вызвать набухание глин, кроме морской воды). Сточные воды (около 83% пластовых, 12% пресных, 5% ливневых вод). Минерализация 15-3000 мг/л, хорошие нефтевытесняющие свойства, содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Качество нагнетаемой воды:временные нормы 1947 г.- ТВЧ не должно быть более 1 мг/л;- растворенного кислорода – до 1мг/л;- железа на устье скважины – до 0,5 мг/л;- общая щелочность – не более 50 мг.нормы 1961 г — содержание ТВЧ допускалось до 2 мг/л;- нефтепродукты — должны отсутствовать;- содержание железа – до 0,5 мг/л;- умягчения воды – не требовалось. нормы для Ромашкинского месторождения — внутриконтурное заводнение (К=300-500 мД). -допустимое содержание ТВЧ — 15 мг/л; -допустимое содержание нефти — 20 мг/л; -допустимое содержание железа — 1 мг/л; нормы для Ромашкинского месторождения — внутриконтурное заводнение (К>500 мД) -допустимое содержание ТВЧ — 25 мг/л; -допустимое содержание нефти — 40 мг/л; -допустимое содержание железа — 2 мг/л.Нормы на качество воды в ОАО «ТН»Длит-й период действовало «Временное положение», в соответствии с кот-м сод-е нефти и ТВЧ в воде не д.превышать 50-60 мг/л каждого из них. Однако более важными показателями являются размер пор и каналов и размеры самих загрязнений.Взгляды на проблему определения допустимых норм содержания загрязнений1. закачиваемая в продуктивные пласты вода д.б. весьма жесткой кондиции (допустимое содерж-е взвешенных вещ-в не > 10-15 мг/л). 2. закачиваемая в продуктивные пласты вода (с т.зр. работников промысловых служб), может использ-ся в системе ППД без её предварит-й очистки..Разработанные РД, регламентирующие допустимые нормы содержания загрязняющих вещ-в, базируются главным образом на статистическом анализе промыслового мат-ла и имеют региональный хар-р. назрела необх-ть разработки методики нормирования качества закачиваемой воды, основанной на экономич-х критериях оценки.

Источники водоснабжения системы ППД

Для заводнения нефтяных пластов преимущественно используют воды поверхности источников, легко доступные и не требующие сложных методов их подготовки для закачки в нефтяные залежи. Так, источниками водоснабжения для заводнения пластов нефтяных месторождений служат реки и другие естественные или искусственные пресноводные водоемы. Наряду с речной и морской водой для заводнения пластов используют подземную воду из неглубоко залегающих водоносных горизонтов. Серьезное внимание как возможным источникам водоснабжения при заводнении нефтяных месторождений уделяется также сточным водам нефтедобывающих предприятий.

Применение сточных вод нефтедобывающих предприятий в системе заводнения позволит сократить расход дефицитной пресной воды для закачки в пласты и предотвратить загрязнение водоемов. Кроме того, сточные воды нефтедобывающих предприятий имеют повышенную температуру и низкое поверхностное натяжение и благодаря этому обладают большей по сравнению с речной водой нефтевымывающей способностью. По данным И.Г. Мархасина и И.Ф. Глумова, сточные воды вытесняют из пористой среды примерно на 5% нефти больше, чем речная вода.

Из сказанного выше следует, что при заводнении продуктивных пластов прежде всего должны использоваться сточные воды нефтедобывающих предприятий. В отдельных случаях можно использовать и бытовые сточные воды.

Большой практический интерес с точки зрения изыскания источников заводнения пластов представляют сточные воды нефтегазоперерабатывающих заводов, находящихся вблизи нефтяных месторождений.

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Источники водоснабжения системы ППД

На Приобского нефтяном месторождении в 1991 году начата закачка воды в целях поддержания пластового давления (ППД)

По состоянию на 01.01.97г. в продуктивные пласты закачено 3657,5 тыс.м 3 подземной воды апт-абль-сеноманского комплекса, в т.ч. в 1996 году – 778,5 тыс. м 3 .

За время эксплуатации системы ППД лишь в 1992-1993 гг. были выполнены годовые задания по закачке воды в пласт. Впоследствии невыполнение годового планового задания составляло от 1 до 13%, то есть в целом было достаточно близко к плановому.

По промысловой отчетности невыполнение плана связывается в первую очередь с дефицитом воды, возникшего из-за плохой работы водозаборных скважин.

Плановые и фактические объемы закачки воды за 1991-1996гг представлены в табл.4.9., рис. 4.16.

Таблица 4.9. Динамика объемов закачки подземной воды в системе ППД

Объем закачки подземной воды, тыс. м³

Рис. 4.16. Динамика плановых и фактических объемов закачки воды

Требования к системе ППД и качеству воды

С 1 июля 1990 г. введен в действие отраслевой стандарт ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения пластов. Требования к качеству », которым определены показателии нормы качества воды:

1.Водородный показатель pH(от 4,5 до 8,5).

3.Совместимость с пластовой водой и породой.

4.Размер частиц механических примесей.

5.Содержание нефти и механических примесей.

6.Содержание растворенного кислорода (до 0,5 мг/л).

7.Набухаемость пластовых глин.

10.Наличие сульфатвосстанавливающих бактерий.

11.Содержание трехвалентного железа.

Стандарт обязателен для всех предприятий и организаций, осуществляющих проектирование новых и реконструкцию существующих установок подготовки воды для заводнения нефтяных пластов. Однако в действительности до настоящего времени контроль качества вод, используемых для заводнения, ведется практически повсеместно по двум показателям – содержанию нефти и механических примесей, которые были определены СТП 0148463-007-88 «Временные нормы содержания твердых взвешенных веществ и нефтепродуктов в воде, используемой в системах поддержания пластового давления на месторождениях Главтюменнефтегаза». Для того чтобы выполнить требования ОСТ 39-225-88 необходимо не только значительное расширение работ по контролю качества, но и радикальное изменение технологии подготовки воды перед использованием ее в системах ППД. Если до настоящего времени подготовка нефтепромысловых сточных вод заключалась в очистке ее от нефти и механических примесей, а пресные воды никак не обрабатывались вообще, то по ОСТ 39–225-88 потребуется организация таких технологических процессов как обескислораживание, удаление сероводорода, подавление сульфатвосстанавливающих и других микроорганизмов (стерилизация ), обезжелезивание, ингибирование с целью предупреждения выпадения солей и снижения коррозионной активности вод.

К настоящему времени некоторые из этих технологических процессов испытывались и применялись на месторождениях Западной Сибири. Это относится к применению ингибиторов коррозии и солеотложения, а также подавлению микроорганизмов с помощью химических реагентов (биоцидов). Такие технологические процессы как обескислораживание, удаления сероводорода и ионов железа из вод никогда не испытывались. О сложности такой задачи говорит то обстоятельство, что до настоящего времени далеко не во всех городах и населенных пунктах области осуществляется обезжелезивание питьевой воды, не говоря о технической. Предварительные технологические проработки показывают, что для организации подготовки воды по ОСТу 39-225-88 потребуется коренное изменение технологии подготовки воды, многократное увеличение затрат на подготовку воды перед закачкой ее в продуктивные пласты.

В принципе, вода должна иметь качества, которые позволяют закачивать ее в нефтяные пласты при заданном расходе и допустимых давлениях с наименьшими затратами. Вода не должна вызывать коррозию, большую той, которая может быть признана экономически допустимой в течении времени, необходимого для извлечения промышленных запасов нефти.

При таком определении к качеству воды можно применить два основных критерия:

— пригодность для нагнетания в конкретные продуктивные пласты;

-предотвращение коррозионного действия трубопроводов и оборудования.

Пригодность воды означает, что необходимый объем ее может быть закачан в пласт при экономически оправданных величинах давления. Необходимо так же иметь ввиду, что завышенные нормы качества воды приведут к неоправданным дополнительным затратам и усложнению схем очистки воды.

В настоящее время существуют научно-обоснованные допустимые нормы только по содержанию в закачиваемой воде твердых взвешанных веществ (ТВВ) и нефтепродуктов, приведенные в СТП 0148463-007-88. Другие документы и источники содержат лишь рекомендуемые нормы, которые носят общепринятый характер. Например, рекомендуется, что в воде, закачиваемой в пласт, не должно содержаться более чем 10 3 клеток сульфато- восстанавливающих бактерий на 1 мл, растворенного кислорода – не более 0,5-1,0 мг/л, окисного железа не более 0,3 мг/л, pHот 7,8-8,0.

С учетом того, что данные нормы имеют общепринятый характер, а для конкретных рекомендаций необходимо учитывать все особенности района и месторождения, нормировать воду по химическому составу необходимо на основании лабораторных и опытных работ. Для приобского месторождения указанные работы не проводились.

Допустимые нормы в закачиваемых водах Приобского месторождения, рассчитанные по СТП 0148463-007-88 «Временные нормы содержания ТВВ и нефтепродуктов в воде, используемой в системах ППД на месторождениях Главтюменнефтегаза» и уточненные на основании анализа динамики приемистости нагнетательных скважин Приобского месторождения составляют: для пластов АС₁₀ и АС₁₁ соответственно – 20 мг/л и 30 мг/л (при закачке сточной воды), для пласта АС₁₂ – 10 — 15 мг/л. Для пласта АС₁₂ нормы приведены исходя из возможностей отечественного оборудования, рекомендуется подобрать импортное оборудование, способное обеспечить более низкое содержание ТВВ и нефтепродуктов в воде (порядка 5 мг/л) после очистки, что обеспечит закачку воды в пласт АС₁₂ в заданных объемах и при заданном давлении.

Контроль за качеством закачиваемой воды включает определение количества и размеров ТВВ и содержание кислорода. В соответствии с РД 39 –1–1155 — 84 «Основные положения по качеству поверхностных пресных и промысловых сточных вод, применяемых для закачки в пласт на месторождениях Западной Сибири», периодичность отбора проб и анализов пресной воды на количество ТВВ составляет: на водозаборных сооружениях и КНС один раз в неделю; на устьях нагнетательных скважин один раз в месяц по двум контрольным скважинам. Размер ТВВ контролируется один раз в квартал, а содержание кислорода – один раз в месяц.

При выборе оборудования и технологии подготовки воды для закачки в пласты на Приобском месторождении учитывались требования действующих нормативных документов по качеству воды в системе ППД (ОСТ 39-225-88

«Вода для заводнения пластов. Требования к качеству»; СТП 0148463-007-88 «Временные нормы содержания ТВВ и нефтепродуктов в воде, используемой в системах ППД на месторождениях Главтюменнефтегаза»), а также опыт эксплуатации системы ППД на Приобском месторождении.

Согласно данным о работе системы ППД Приобского месторождения за 1996 -1998 г., в т.ч. водозаборных сеноманских скважин и существующей системы очистки сеноманской воды, представленных Дирекцией ОМНГ ОАО «Юганскнефтегаз», можно сделать следующие выводы:

— реальные дебиты водозаборных скважин, оборудованных погружными насосами типа УЭЦН и ЭЦН, составляют от 450 до 1150 м 3 /с и имеют тенденцию к снижению из-за засорения призабойной зоны;

— для очистки и дегазации сеноманской воды используются гидроциклоны и горизонтальные сепараторы, что позволяет отсепарировать газ и снизить содержание ТВВ на приеме КНС в 2-6 раз по сравнению с водой из водозаборных скважин;

— среднее содержание ТВВ в сеноманской и пресной воде за 1996-1997г. г. до и после очистки приведено в таблице 4.10. Увеличение содержания ТВВ после очистки в отдельные периоды было вызвано неудовлетворительной работой оборудования по очистке воды и несвоевременным удалением накопившихся осадков. Увеличение содержания мехпримесей в исходной воде, подаваемой из сеноманских скважин, объясняется неэффективной работой забойных фильтров в водозаборных скважин;

— использование пресной воды для закачки в пласт (от плавучей водоносной) в период 1997-1998 г.г. показало сравнительно невысокое содержание КВЧ в закачиваемой воде без дополнительной очистки (от 2 до 20 мг/л в зимний период и повышаясь до 120 мг/л в паводковый период).

— используемая система очистки недостаточна для очистки воды для Приобского месторождения, согласно требованиям СТП 0148463-007-88 (особенно для пласта АС₁₂ );

— используемые погружные насосы (типа УЭЦН и ЭЦН) имеют низкий коэффициент эксплуатации (от 0,4 до 0,56) ввиду их незначительного межремонтного периода (МРП), а также из-за отсутствия качественных фильтров на забое скважин.

Учитывая, что добываемая вместе с нефтью пластовая вода подлежит полной утилизации (т.е. закачке в пласт) при выборе установок для предварительного сброса воды и УПН, а также оборудования для очистки пластовой воды после УПСВ и УПН, необходимо учитывать требования к качеству воды, закачиваемой в продуктивные пласты Приобского месторождения.

Таблица 4.10. Содержание ТВВ в закачиваемой воде на КНС и в водозаборных скважинах, мг/л за 1996-1997г.г.