Расчет потерь легких фракции нефти в резервуарах

Как уже отмечалось, при негерметизированных системах сбо­ра нефти широкое распространение получили резервуарные парки, в которых потери легких фракций достигают 3% от добычи нефти. Возникает вопрос, от каких параметров зависят потери легких фракций нефти, хранящейся в резервуаре, и как их мож­но оценить?

Потери легких фракций нефти в резервуаре зависят от следующих факторов: 1) плотности, вязкости и температуры нефти; 2) степени очистки нефти от окклюдированного газа на последней ступени сепарации и давления на этой ступени; 3) времени хра­нения нефти и температуры окружающего воздуха; 4) частоты наполнения и опорожнения резервуара (большие "дыхания" ре­зервуара).

Чем ниже плотность и вязкость нефти и выше температура, тем выше ее испаряемость, а, следовательно, больше ее потери в резервуаре. Потери нефти значительно возрастают также, если частота наполнения и опорожнения резервуаров увеличивается. Для существенного снижения потерь легких фракций нефти, хранящейся в резервуарах, необходимо: 1) чтобы все сырьевые резервуары и резервуары товарных парков были герметизированы; 2) или перед закачкой нефти в товарные резервуары она должна подвергаться стабилизации, т. е. нагреву с целью извлечения из нее легких фракций (включительно до C₅H₁₀), являющихся при нормальных условиях газами, а сепа­рацию горячей нефти желательно проводить под вакуумом.

После стабилизации нефти на промысле и полного отбора из нее легких фракций такую нефть можно транспортировать до нефтеперерабатывающих заводов практически без потерь.

Однако на промыслах, как правило, нет полной герметизации резервуаров, а стабилизация нефти осуществляется непол­ностью. Вот почему и до сих пор имеют место потери нефти при транспортировании ее до нефтеперерабатывающих заводов.

Массовые потери углеводородов, выбрасываемых в атмосферу из резервуаров, определяются по формуле

 

, (5.1)

 

где V₀ – объем газовоздушной смеси, испарившейся из резервуара за измеряемый промежуток времени, приведенный к нормальным условиям, м³; с – средняя концентрация углеводородов в газовоз­душной смеси в долях единицы; – плотность испарившихся из ре­зервуара углеводородов (газа), приведенная к нормальным усло­виям, кг/м³.

В зависимости от физико-химических свойств нефти концентра­ция углеводородов по высоте газовоздушного пространства (ГП) резервуара может быть равно­мерной и неравномерной.

При наполнении и опорожнении резервуаров с легкой нефтью ( =800 – 820 кг/м³) концентрация углеводородов по высоте газо­воздушного пространства практически сохраняется равномерной, но непостоянной во времени, а для тяжелых нефтей ( =800 – 920 кг/м³) – неравномерной и непостоянной. Равномерность кон­центрации углеводородов по высоте и объему ГП резервуара за­висит в основном от двух причин: 1) интенсивности испарения нефти; 2) темпа выделения окклюдированного газа из нее, кото­рый значительно выше у легких нефтей, чем у тяжелых.

Средняя концентрация углеводородов в ГП резервуара су­щественно зависит также от скорости подъема или падения уровня нефти в резервуаре при осуществлении приемо-сдаточных опе­раций.

Приведение объема газовоздушной смеси к нормальным усло­виям в формуле (5.1) проводится приближенно так

 

, (5.2)

 

где р_р и Т_р – соответственно давление и абсолютная температура в газовоздушном пространстве резервуара; р₀ и Т₀ – давление и абсолютная температура при нормальных условиях (р₀ =760 мм рт. ст., Т₀ =273 К); z – коэффициент сжимаемости газа, здесь можно принимать равным 1.

Средняя концентрация углеводородов в ГП резервуара, входя­щая в формулу (5.1) и зависящая от интенсивности q и продол­жительности испарения нефти с площади контакта F_н опреде­ляется из следующего выражения:

 

, (5.3)

 

где q – интенсивность испарения нефти и выделение из нее окклюдированных пузырьков газа, не успевших отделиться в се­параторе, м³/(м^2. ч); F_н – площадь поверхности, с которой про­исходит испарение нефти и выделение пузырьков газа, м²; – время (опорожнения, наполнения, хранения), ч; V_ГП – объем газовоздушного пространства в резервуаре, м³.

Из формулы (5.3) видно, что средняя концентрация углеводо­родов в ГП резервуара прямо пропорциональна интенсивности испарения нефти, площади контакта ее с газовоздушным про­странством и времени контакта и обратно пропорциональна объему газовоздушного пространства, т. е. чем больше объем ГП резер­вуара, тем меньше концентрация углеводородов с при всех прочих равных условиях.

На основании опытных данных среднюю концентрацию угле­водородов в ГП резервуара при расчете потерь нефти можно принимать равной 0,1 – 0,5.

1.При опорожнении резервуара интенсивность из­менения газовоздушной фазы, согласно формуле (5.3), можно представить в следующем виде:

 

(5.4)

 

где q₀ – интенсивность выделения газа и испарения нефти, при­веденная к стандартным условиям, м³/(м^2. ч) (т. е. р=760 мм рт. ст. t =20 ⁰С); с_н и с_к – средняя концентрация углеводородов в долях объема ГП соответственно до (V_ГП.н) и после (V_ГП.к) опорожне­ния резервуара; V_ГП.н и V_ГП.к – начальный и конечный объемы ГП резервуара, м³; р_ГП – абсолютное давление газовоздушной смеси, мм рт. ст.; Т_ГП – абсолютная температура газовоздушной смеси, К; Т₀ – абсолютная температура, К (Т₀ =273 К); t – темпе­ратура газовоздушной смеси и нефти, ⁰С.

2. Интенсивность выделения газа и испарения нефти при заполнении резервуара определяется также с учетом объема и концентрации углеводородов, вытесненных в атмосферу

 

. (5.5)

 

3.При хранении нефти в резервуаре интенсивность испарения нефти и выделения газа, вытесняемого в атмосферу, определяется по формуле

 

, (5.6)

 

где с – средняя во времени концентрация легких фракций нефти в долях объема , вытесняемого в атмосферу, из-за превышения давления в ГП над давлением, устанавливаемым дыхательным или предохранительным клапаном.

Массовые потери углеводородов, выбрасываемых в атмосферу из резервуара при заполнении его, могут определяться также по формуле

 

, (5.7)

 

Здесь G – потери легких фракций, кг; V_ГП.н и V_ГП.к – соответ­ственно начальный и конечный объемы ГП резервуара, м³; р_ГП.н и р_ГП.к – начальное и конечное давление в ГП резервуара соот­ветственно; с_ср – средняя концентрация углеводородов; – средняя плотность углеводородов в ГП резервуара, кг/м³.

Остальные обозначения прежние.

При расчетах потерь легких фракций нефти, выбрасываемых из ГП резервуара при наполнении, опорожнении и хранении, по формулам (5.4), (5.5) и (5.6) трудно определить начальную с_н и конечную с_к концентрации углеводородов, которые, как правило, находятся для разных по физическим свойствам нефтей экспери­ментальным путем или расчетом с использованием закона Рауля–Дальтона, характеризующего равновесное состояние системы меж­ду фазами "смесь газов – нефть". Если экспериментальные данные или эмпирические формулы, по которым можно опреде­лять эти концентрации, отсутствуют, то для расчетов потерь нефти следует принимать эти концентрации, учитывая при этом свойства нефти (плотность, вязкость, скорость подъема или падения уровня нефти при заполнении или опорожнении резервуара).

 

ГЛАВА 6

УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ВОДЫ

 

Назначение УПВ

На современном нефтяном месторождении суточный расход воды может достигать сотен тысяч кубических метров. Самыми крупными потребителями воды являются цехи поддержания пла­стового давления (ППД). Количество нагнетаемой в продуктивный пласт воды зависит от многих факторов и определяется для каждого участка или месторождения специальными расчетами. Для предварительных расчетов можно принимать расход воды: при площадном заводнении в среднем 1,5 – 2,0 м³ на 1 т добывае­мой нефти и при законтурном заводнении – 2,0 – 2,5 м³ на 1 т добываемой нефти.

Для поддержания пластового давления в залежь можно на­гнетать как природные (в большинстве случаев пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, со­стоящие в основном из пластовых (~85%), пресных (~10 – 12°/'о) и ливневых (~5%) вод.

Пресные и сточные воды могут содержать различные примеси органического и неорганического происхождения.

Пресные природные воды могут содержать незначительное количество солей (1000 мг/л=1 г/л), различные газы, механиче­ские примеси, гидрозакись Fe(OH)₂ и гидроокись Fе(ОН)₃ железа и микроорганизмы, влияющие в той или иной степени на процесс заводнения пластов. Механические примеси и микроорганизмы, содержащиеся в нагнетаемой воде, заливают поверхность фильт­рации и закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Для борьбы с микроорганизмами (бактериями) сейчас широко применяют хло­рирование пластовой воды, а также обработку формалином.

В сточных водах могут содержаться капельки нефти, гидраты окиси Fе(ОН)₃ и закиси Fe(OH)₂ железа, а также большое коли­чество солей, доходящее до 300000 мг/л (300 г/л).

Микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой в пласт воде (особенно сульфатвосстанавливающие бактерии), могут образовывать до 100 мг/л сероводорода (H₂S), который на позд­ней стадии разработки месторождения, поднимаясь вместе с нефтью на поверхность, корродирует обсадные и фонтанные трубы и всю поверхностную систему сбора нефти, газа и воды, выводя ее из строя. Поэтому для воды, предназначенной для закачки в про­дуктивные пласты, приходится сооружать установки по очистке. Чем чище вода, закачиваемая в пласт, тем больше приемистость нагнетательных скважин и тем меньше необходимое их количе­ство, а, следовательно, и меньше расходы, связанные с поддержа­нием пластового давления.

Степень очистки сточных вод должна быть такой, чтобы сохра­нялась устойчивая приемистость нагнетательных скважин при невысоком давлении (10 МПа) закачки. Нормы допустимого содержания в закачиваемой воде механиче­ских, химических и органических примесей должны устанавли­ваться на основании лабораторных исследований и опытной закачки воды в скважины.

К очистке воды для каждого месторождения подход должен быть индиви­дуальным, и там, где проницаемость продуктивных коллекторов нагнетательных скважин высокая, нет необходимости в сооружении сложных и дорогостоящих установок.

 

6.2 Установки подготовки сточных вод

Для подготовки сточных вод на нефтяных месторождениях обычно применяются установки трех типов: открытые, полузакры­тые и закрытые. В открытых установках сточные воды движутся самотеком, и они контактируют с кислородом воздуха. Это один из их основных недостатков, часто приводящих к изменению свойств воды: происходит окисление железа, содержащегося в воде, изменяется водородный показатель рН, повышается коррозионная активность и т. д. Однако открытые системы позволяют на одних и тех же сооружениях очищать воды разного состава и изменять в нужном направлении их качество при помощи различных ре­агентов (коагулянтов). В качестве коагулянтов в сточные воды добавляют сернокислый алюминии и полиакриламид (ПАА).

Кроме того, открытые системы позволяют очищать пластовые и промливневые сточные воды в одном потоке независимо от состава, давления и газонасыщенности воды и совместно закачи­вать их в нагнетательные скважины. Открытые системы чаще всего рекомендуются для сточных вод с большим содержанием сероводорода (Н₂S) и углекислого газа (CO₂) и для более глу­бокой очистки воды от капелек нефти и механических примесей.

Закрытые системы очистки сточных вод могут быть как на­порными, так и безнапорными.

Закрытая напорная система очистки позволяет интенсифици­ровать процесс подготовки воды с применением отстоя и фильтро­вания под давлением, существенно снизить агрессивность сточной воды путем исключения контакта ее с кислородом воздуха, умень­шить количество загрязнений в воде, использовать остаточное давление газа после аппаратов УПН для очистки сточной воды и для транспорта уловленной нефти и осадка, сохранить свойства пластовых вод, наиболее полно и рационально использовать обо­рудование заводского изготовления. Из-за отсутствия контакта сточной воды с кислородом воздуха коррозионная активность ее не повышается и не происходит окисления гидрата закиси же­леза Fе(ОН)₂ в гидрат окиси Fе(ОН)₃, а это значит, что не про­исходит и выпадения последнего в осадок, снижающий приемис­тость нагнетательных скважин.

К недостаткам закрытых систем следует отнести необходимость строительства параллельного блока очистки для поверхностных промливневых стоков, расход которых обычно колеблется в пре­делах 7 – 10% от расхода вод, сбрасываемых из аппаратов УПН.

На рис. 6.1 показана открытая схема установки очистки сточ­ных вод, которая пока еще широко применяется на месторожде­ниях. Работает она следующим образом. Отделившаяся от нефти вода в отстойниках и в сепараторах-деэмульсаторах автоматически сбрасывается в песколовку, ловушку нефти 1, а затем перетекает в пруды-отстойники 3. Из прудов-отстойников вода забирается насосами 4 и подается через песчаные фильтры 5 в емкости очи­щенной воды 6. Из этих емкостей сточная вода поступает на прием насосов 7 и подается на кустовые насосные станции (КНС), где создается высокое давление (14,7 – 19,62 МПа), для закачки ее через нагнетательные скважины в пласт. В песколовках за счет разности в плотностях из сточной воды выпадают механи­ческие примеси.

Рис. 6.1. Открытая схема установки очистки сточных вод: 1 – ловушка нефти; 2 – насос для откачки ловушечной нефти; 3 – пруды-отстойники; 4 – насос для подачи воды на фильтры; 5 – песчаные фильт­ры; 6 – емкости для чистой воды; 7 – насос для подачи чистой сточной воды на КНС; 8 – насос для подачи чистой воды при промывке фильтров; 9 – пруд (амбар) для загрязненной воды

 

В ловушках нефти из воды "улавливаются" (всплывают на поверхность) капельки нефти диаметром свыше 80 мкм; затем скопившаяся на поверхности воды нефть забирается насосом 2 и подается вновь в отстойники или сепараторы-демульсаторы (подогреватели). В прудах-отстойниках 3 в результате резкого снижения скорости воды (v>0,008 см/с) улавливаются капельки нефти размером до 30 – 40 мкм и оседают механические примеси. Окончательной, "тонкой" очистке сточные воды подвергаются в попеременно работающих песчаных фильт­рах 5. Песчаные фильтры через определенное время необходимо промывать от осевших микрочастиц. Для промывки используется очищенная вода из емкости 6, подаваемая насосом 8. Грязная вода после очистки фильтров сбрасывается в амбар 9.

Недостатки описанной установки очистки сточных вод следую­щие: 1) ловушки нефти и пруды-отстойники сооружаются из железобетона, а это обходится очень дорого; 2) для строительства такой установки нужна большая площадь; 3) в процессе разра­ботки нефтяного месторождения производительность этой уста­новки должна постоянно увеличиваться в связи со все большим обводнением добываемой нефти; 4) сточная вода в данной уста­новке контактирует с кислородом воздуха, который, растворяясь в ней, способствует коррозии водопроводов и насосов, перекачи­вающих эту воду.

Рассмотрим установки очистки сточ­ных вод закрытого типа, в которых не происходит контакта воды с воздухом.

На рис. 6.2 приведена схема оборудования, применяемого на УПВ сточных вод.

УПВ работает следующим образом. Из сепаратора-деэмульса­тора сточная вода с ПАВ сбрасывается в линии la и 1, из которых она поступает на смешение с нефтяной эмульсией и в герметизированные емкости 2 и 7 УПВ. В емкостях 2, показанных на рисунке в поперечном разрезе, име­ются гофрированные гидрофобные пластины 3, к которым могут прилипать капельки нефти, скапливаться на них и в виде тонкой пленки двигаться по гофрам этих пластин к верхней образующей емкостей 2.

Скопившуюся в верхней части емкостей 2 нефть отбирают на­сосом 4 и по нефтепроводу 5 подают на вход теплообменников для доведения ее до кондиции в сепараторах-деэмульсаторах. Отстоявшаяся в емкостях 2 вода самотеком по водоводу 6 посту­пает в емкости для хранения чистой воды 7. Из емкостей 7 вода забирается насосом 8 и подается на КНС для закачки ее в нагнетательные скважины. Так осуществляется система использования сточной воды по замкнутому циклу без контакта с кислородом воздуха.

Рис. 6.2. Установка очистки сточных вод закрытого типа: la, 1 – линии для транспорта сточной воды; 2, 7 – герметизированные емкости; 3 – гофрированные гидрофобные пластины; 4 – насос для откач­ки нефти; 5 – нефтепровод; 6 – водовод; 8 – насос для подачи води на КНС

 

В процессе разработки месторождения и увеличения содержа­ния в нефти воды описанную установку нетрудно расширять путем монтажа дополнительных емкостей 2 и 7. Однако по мере увели­чения обводненности продукции скважин, происходящей на более поздней стадии разработки нефтяных месторождений, расширять установки подготовки нефти путем монтажа дополнительных емко­стей 2 и 7 нерационально. Поэтому на данной стадии разработки месторождений целесообразнее применять установку подготовки нефти, приведенную на рис. 6.3.

Основными задачами при подготовке нефти и воды на поздней стадии разработки нефтяных месторождений являются следующие: 1) сокращение расхода деэмульгаторов на разрушение эмульсий; 2) сокращение расходов теплоты, идущей на обезвоживание и обессоливанне нефти; 3) сокращение потерь легких фракций нефти (хотя это относится в равной мере ко всем стадиям разработки) и, самое главное, 4) удешевление строительства установок под­готовки нефти и воды и сокращение их срока ввода в эксплуа­тацию.

Рис. 6.3. Схема установки подготовки воды и нефти, применяемая при большом обводнении продукции скважин (>50%): 1 – промысловый сборный коллектор; 2 – сепаратор-депульсатор; 3 – регулятор давления "до себя"; 4 – регулируемый штуцер; 5 – сепаратор; 6 – сырьевые резервуары; 7 – распределительный коллектор; 8, 22 – резервуары-отстойники; 9, 18, 19, 21, 24 – центробежные насосы; 10 – дозировочный насос для подачи ПАВ; 11 – теплообменники; 12 – сепараторы-деэмульсаторы; 13 – каплеобразователь; 14 – эжектор; 15 – отстойники; 16 – смеситель; 17 – товарные резервуары; 20 – водопровод; 23 – емкость для нефти

 

Все перечисленные основные задачи вполне удовлетворительно разрешены на схемах, приведенных на рис. 6.3 и 6.4. Рассмотрим рис. 6.3. Нефтегазоводяная смесь по сборному коллектору 1, идущему с промысла, поступает в сепаратор-депульсатор 2, конструкция которого может быть самой разнообразной. В сепараторе-депульсаторе 2 поддерживается постоянное давление порядка 0,5 МПа с помощью регулятора давления "до себя" 3. Нефтеводяная смесь из сепаратора-депульсатора 2 проходит через регу­лируемый штуцер 4 и направляется в сепаратор 5, в котором также поддерживается постоянное низкое давление (0,01 МПа) за счет отбора газа эжектором 14.

Выделившиеся газы в сепараторе-депульсаторе 2 и в сепара­торе 5 направляются в эжектор 14, где они сме­шиваются и далее транспортируются на КС или на ГПЗ.

Нефтеводяная смесь из сепаратора 5 самотеком направляется под уровень воды в распределительный коллектор 7 сырьевых ре­зервуаров 6, имеющих плавающие крыши (или понтоны), предотвращающие потери легких фракций нефти и контакт пластовой воды с кислородом воздуха. Из сырьевых резервуаров 6 нефть самотеком за счет разности в уровнях перетекает в резервуар-отстойник 8, из которого забирается центробежным насосом 9 и через теплообменники 11 направляется в сепараторы-деэмуль­саторы 12. В сепараторах-деэмульсаторах 12 нагревается эмуль­сия за счет теплоты, получаемой от стенок жаровых труб при сжигании газа в топке. Для интенсификации разрушения эмуль­сии в системе теплообменники 11 – деэмульсаторы 12 на прием центробежного насоса 9 дозировочным насосом 10 подается ПАВ.

Выделившийся при нагреве из нефти газ в деэмульсаторе 12 отводится на эжектор 14 и транспортируются на ГПЗ.

Горячая нефть из деэмульсаторов 12 под собственным давле­нием подается в межтрубное пространство теплообменников 11 для подогрева сырой нефти, протекающей по трубкам этих тепло­обменников. Горячая нефть, пройдя теплообменники, охлаждается, а холодная (сырая нефть) нагревается. Охлажденная нефть на­правляется в каплеобразователь 13, где происходит дополнитель­ное отделение нефти от воды, поступающих в отстойники 15. Из отстойников 15 вода сбрасывается через теплообменники 11, в ко­торых пресная вода нагревается, а затем поступает на прием на­соса 19. Насос 19 подает пресную воду в смеситель 16, служащий для интенсивного перемешивания нефти с этой водой и "вымывания" оставшихся в нефти солей. Обессоленная нефть в виде смеси с пресной водой поступает в товарные резервуары 17 для разделения (отстоя). Нефть из товарных резервуаров, имеющих: плавающие крыши, забирается насосами головных сооружений 18 и подается на НПЗ, а вода отводится в канализацию. Для интен­сификации разрушения нефтяной эмульсии из отстойников 15 и деэмульсаторов 12 по водопроводу 20 перед регулируемым шту­цером 4 вводится теплая пластовая вода, содержащая ПАВ.

 

Рис. 6.4. Принципиальная технологическая схема совмещенного процесса сепарации предварительного обезвоживания нефти и очистки сточных вод: 1 – узел распределения потоков; 2 – успокоительный коллектор; 3 – узел предварительного раздела фаз; 4 – газоводоотделитель; 5 – газовый сепаратор; 6 – отстойник воды; 7 – емкость буферная для нефти; 8 – насосная дожимная для перекачки нефти; 9, 10, 11 – узел замера газа, нефти и воды; 12 – насосная для откачки воды; 13 – блок нагрева; 14 – емкость буферная для воды; 15 – дренажная емкость; 16 – блок реагентный

Пластовая вода из сырьевых резервуаров 6 и резервуара-от­стойника 8 сбрасывается в резервуар 22 для окончательного отстоя ее от капелек нефти. Скопившаяся в резервуаре 22 нефть самотеком поступает в емкость 23, из которой забирается насо­сом 24 и подается в сепаратор 5.

На рис.6.3 резервуары 6, 8 и 22 имеют отметки рельефа местности соответственно ±0, минус 6 и минус 15 для того, чтобы жидкость самотеком транспортировалась из одного резервуара в другой.

Если отметки рельефа местности равны или не соответствуют указанным, то для транспортирования жидкостей из одного резер­вуара в другой следует устанавливать насосы.

Пластовая вода из резервуара 22 перекачивается насосом 21 и попадает на КНС, а из последней – в нагнетательные или погло­щающие скважины.

Так работает установка подготовки нефти и воды на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Из описания видно, что здесь отсутствуют песколовки, ловушки нефти, пруды-отстойники и фильтрационные установки, на сооружение которых раньше тратились большие суммы денег и много времени.

Кроме того, в описанных установках нефть и вода не контак­тируют с кислородом воздуха и исключено газовое пространство в резервуарах, благодаря плавающим крышам, а это значит, что в какой-то мере снижена интенсивность коррозии оборудования и исключены потери легких фракций нефти.

На поздней стадии разработки месторождений, применяя внутритрубную деэмульсацию, можно получить раз­рушенные нефтяные эмульсии в самой нефтесборной системе, тогда, естественно, отпадает необходимость в установке теплооб­менников 11, сепараторов-деэмульсаторов 12, каплеобразователей 13 и отстойников 15, что существенно сокращает расходы на подготовку нефти и воды. Внутритрубная деэмульсация целесооб­разна на месторождениях со сравнительно легкой нефтью, лишен­ной или имеющей небольшой процент асфальтенов и смол, а также с пластовой водой, водородный показатель которой рН=7,5 и выше, т. е. в щелочной среде. Подготовка нефти и воды осуществляется по очень простой схеме, без подогрева нефтеводяной смеси, а разделяется эта смесь на нефть и воду в сырьевых ре­зервуарах 6, резервуарах-отстойниках 8 и товарных резервуа­рах 17.

На рис.6.4. приведна технологическая схема совмещенного процесса сепарации, предварительного обезвоживания нефти и очистки сточных вод, которая используется в последнее время на нефтяных месторождениях.

6.3 Установки подготовки пресных вод

Как отмечалось выше, поддержание пластового давления в нефтяном месторождении может осуществляться также путем на­гнетания в скважины пресных вод из рек, озер и водохранилищ. Для поддержания пластового давления часто используются также пресные грунтовые воды, получаемые из артезианских скважин и из подрусел рек. Большим преимуществом грунтовых вод является то, что состав их практически не меняется по сезонам года, они содержат мало взвешенных твердых частиц и могут использо­ваться для заводнения без очистки.

Воды рек и озер значительно уступают по качеству грунтовым водам (особенно в весеннее время года) и подлежат обработке на водоочистных станциях.

В практике заводнения продуктивных пластов большое рас­пространение получили подрусловые водозаборы и водоочистные станции.

На рис. 6.5 приведены схемы подруслового и открытого водо­забора, а на рис. 6.6 водоочистная станция для подготовки к за­качке пресной воды.

Для подрусловых водозаборов в пойменной части реки бурят неглубокие скважины (20 – 30 м) и обсаживают их трубами 1 диаметром 300 мм, в которые спускают водоподъемные трубы 2.

Водозаборные скважины могут работать как на самоизливе (сифон), когда уровень воды в реке выше, чем уровень в резер­вуаре 8, так и за счет поддержания в вакуумкотле 4 постоянного вакуума, равного 600 мм рт. ст., или вертикальных погружных центробежных электронасосов марки АТН, 12НА и др.

 

 

Рис. 6.5. Схемы водозаборов: а – подрусловый водозабор: 1– обсадная труба (диаметром 300 мм); 2 – подъемная колон­на (диаметром 200 мм); 3 –гравийный фильтр; 4 – вакуумкотел; 5 – вакуумкомпрессор; 6, 9 – насосы; 7 – шахта (глубиной 3 – 4 м); 8 – резервуар чистой подрусловой воды; б – водозабор открытого водоема: 1 – прием насоса для загрязненной воды; 2 – приемная труба; 3 – площадка для наблюдений; 4 – сваи для площадки

 

Загрязненная вода из реки фильтруется через песчаный пласт, где она очищается от взвешенных частиц, а затем поступает в скважину. Из скважины чистая вода под действием разности уровней в реке и в резервуаре, а также вакуума, создаваемого вакуумкомпрессором, поступает в вакуумкотел 4, а из него насо­сом 6 откачивается в резервуар чистой воды 8. Насосами 9 чистая вода забирается из резервуара 8 и нагнетается в магистральный водовод, проложенный по территории месторождения. От маги­стрального водовода вода подходит к отдельным КНС, а от них в нагнетательные скважины.

В открытых водозаборах (см. рис. 6.4,б) загрязненная вода из реки по трубе 2 поступает на насосную станцию первого подъема 1 (см. рис. 6.5). Из насосной станции первого подъема загрязненная вода поступает в смеситель 3, куда одновременно дозатором 2 непрерывно подается коагулянт (сернокислый алюминий Аl₂(SO₄)₃18Н₂O или железный купорос FeS0₄. Из смесителя 3 загрязненная вода вместе с коагулянтом поступают в осветлитель (отстойник) 4, где в результате реакции образуется гидроокись алюминия А1(ОН)₃ или гидроокись железа Fe(ОН)₃, которые осаждаются в виде хлопьев, увлекая за собой механические ча­стички, содержащиеся в воде. Из осветлителя 4 в основном очи­щенная вода поступает дополнительно на попеременно работающие песчаные фильтры 5, а из них самотеком в резервуары чистой воды 6. Из резервуаров 6 вода поступает на приемы насос­ной станции 7 второго подъема, из которой она транспортируется в магистральный водовод, а затем через КНС в нагнетательные скважины.

Рис. 6.6. Типовая схема водоочистной станции пресной воды: 1 – насосная станция первого подъема; 2 – дозатор коагулянта, 3 – смеситель, 4 – освет­литель (отстойяик); 5 – песчаный фильтр; 6 – резервуары чистой воды; 7 – насосная станция второго подъема; 8 – насос для промывки фильтра; 9 – стояк для сброса грязной воды; 10 – лоток