Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
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 рр и Тр – 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 Fн определяется из следующего выражения:
, (5.3)
где q – интенсивность испарения нефти и выделение из нее окклюдированных пузырьков газа, не успевших отделиться в сепараторе, м3/(м2. ч); Fн – площадь поверхности, с которой происходит испарение нефти и выделение пузырьков газа, м2; – время (опорожнения, наполнения, хранения), ч; VГП – 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/(м2. ч) (т. е. р=760 мм рт. ст. t =20 0С); сн и ск – средняя концентрация углеводородов в долях объема ГП соответственно до (VГП.н) и после (VГП.к) опорожнения резервуара; VГП.н и VГП.к – начальный и конечный объемы ГП резервуара, м3; рГП – абсолютное давление газовоздушной смеси, мм рт. ст.; ТГП – 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; VГП.н и VГП.к – соответственно начальный и конечный объемы ГП резервуара, м3; рГП.н и рГП.к – начальное и конечное давление в ГП резервуара соответственно; сср – 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 сн и конечную ск 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
|
|||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2016-04-07; просмотров: 732; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.15.214.155 (0.063 с.) |