Краткая история и современное состояние разработки месторождени

Динамика фонда скважин, сбора нефти, газа, попутной воды, среднего дебита скважин, пластового давления.

 

В настоящее время в мире почти всю нефть добывают через скважины. Нефть в скважину вытесняют водой под пластовым давлением, поэтому пластовое давление необходимо поддерживать на начальном уровне или на уровне, указанном в применяемой технологии разработки.
В новой технологии – с отмыванием пластовое давление поддерживают путем закачки водного моющего раствора (далее – рабочий агент – РА) в объект разработки. Количество РА должно быть равным суммарному количеству добытых из залежи: нефти, воды, газа в пластовых условиях.
В новой технологии попеременно отбирают нефть и закачивают РА через одну и ту же скважину. Отбор нефти осуществляют по насосно-компрессорным трубам (НКТ), закачку РА – через затрубное пространство.
Новую технологию начинают с отбора нефти, затем закачивают РА и в такой последовательности продолжают работать до полного отмывания нефти в объекте разработки. Продолжительность периодов отбора нефти и закачки РА определяют расчетным путем.
В описываемой технологии применяют определенные химические реагенты для подготовки РА. Химический реагент в воде улучшает отмывание (солюбилизацию) нефти от горной породы (коллектора нефти). Время (период) солюбилизации определяют опытным путем – в лаборатории и на нефтепромысле. Отмытую нефть вытесняют в скважину водой под пластовым давлением и поднимают на поверхность.
В новой технологии отделение нефти от горной породы (коллектора нефти) или очистку горной породы от нефти осуществляют по аналогии с тем, как очищают от нефти и нефтепродуктов железнодорожные цистерны, резервуары, трубопроводы и т. д. [1]. Очевидно, что очищать горную породу (коллектор нефти) можно на любой стадии разработки месторождения, закачивая (нагнетая) РА через добывающие скважины в объект разработки и извлекая его обратно на поверхность вместе с отмытой нефтью.
Учитывая множество нефтяных месторождений, отличающихся по своим геолого-физическим характеристикам, системам и стадиям разработки; технологию разрабатывают для определенного (конкретного) месторождения или для определенной группы аналогичных месторождений. Технологию разрабатывают аналитически лабораторно, испытывают на нефтепромысле, составляют нормативно-технический документ (НТД) для внутреннего

промышленного применения.

Нагнетание в пласт воды и газа с целью поддержания пластового давления. Динамика обьемов нагнетания. Использование сточных вод. Технологические режимы работы нагнетательных скважин.

 

Добытая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей - частицы песка, глины, кристаллы солей и воду.

Наличие солей и механических примесей вызывает эрозию и засорение труб печей и теплообменников, понижает коэффициент теплопередачи и повышает зольность мазутов и гудронов. Наличие воды приводит к резкому снижению производительности установки, повышенным расходам топлива и воды вначале для ее испарения и в дальнейшем для ее конденсации. При этом ухудшается четкость ректификации. Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно. Хлористый натрий почти не подвергается гидролизу. Хлористый магний подвергается гидролизу с образованием соляной кислоты (HCl), причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Коррозия аппаратуры, в первую очередь бензиновых конденсаторов и холодильников, усиливается при переработке сернистых нефти. Вначале в присутствии влаги образуется сернистое железо в виде защитной пленки:

 

Fe + H2S = FeS + H2.

 

При наличии соляной кислоты пленка превращается в хлорное железо, которое растворяется в воде (FeS + 2HCl = FeCl2 + H2S), оголяя свежий слой железа, вступающего в реакцию с сероводородом и т.д.

Как видим, переработка таких нефти совершенно недопустима. Необходимо нефти подготавливать к переработке не только на нефтепромыслах или головных станциях нефтепроводов, но и на нефтеперерабатывающих заводах. Нефть, поступающая на первичную переработку, не должна содержать солей более 2-5 мг/л, воды более 0,1-0,2 % при отсутствии механических примесей.

Вода и нефть часто образуют трудноразделимую нефтяную эмульсию. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью. С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления в нефть вводят деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют при термохимическом, и при электрохимическом обезвоживании нефти. Разрушая поверхностную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию (коалесценции) капелек воды в более крупные капельки, которые при отстое эмульсии отделяются быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80-120 оС), так как при этом размягчается адсорбционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т.е. улучшаются условия для слияния и оседания капель.

Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно, начинают передвигаться внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов капля претерпевает новое изменение формы, вытягиваясь острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения конфигурации капли претерпевают столь часто, сколь велика частота электрического поля. Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремясь передвигаться в электрическом поле по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом и при достаточно высоком потенциале заряда наступает пробой оболочки диэлектрика, в результате чего мелкие капли воды укрупняются, что и облегчает их осаждение в электродегидраторе. Во избежание испарения воды, а также в целях снижения газообразования электродегидраторы - аппараты, в которых производится электрическое обезвоживание и обессоливание нефти - работают при повышенном давлении.

В целях предотвращения соляно-кислой коррозии в нефть подается водный раствор каустической (NaOH), в результате чего растворенные в нефти хлориды кальция и магния - переходят в термически устойчивые хлориды натрия, что способствует уменьшению коррозии аппаратуры и трубопроводов

 

MgCl2 + 2NaOH = Mg(OH)2 + 2NaCl

CaCl2 + 2Na2CO3 = CaCO3 + 2NaCl

 

Для удаления сероводорода из фракции нк.-62 оС, её защелачивают. Удаление сероводорода из фракций осуществляется по следующим реакциям:

 

2NaOH + H2S = Na2S + 2H2O

NaOH + H2S = NaHS + H2O

Na2S + H2S = 2NaHS

 

В присутствии избытка щелочи образуется сульфид натрия (Na2S), при недостатке гидросульфид натрия (NaHS). При выщелачивании бензинов каустической содой (Na2OH) содержащиеся в них меркаптаны частично реагируют по схеме:

 

RSH + NaOH = RSNa + H2O

 

Высокомолекулярные меркаптаны извлекаются при выщелачивании бензиновых фракций значительно труднее, чем низкомолекулярные. Для защиты конденсационно-холодильной аппаратуры от сероводородной коррозии в шлемовую линию атмосферной колонны подается раствор аммиачной воды

 

NH4OH + HCl = NH4Cl + H2O

2NH4OH + H2S = (NH4)2S + 2H2O

 

вместо раствора аммиачной воды в шлем К-1 подается ингибитор коррозии

Додиген и нейтрализатор коррозии Додикор.

(С целью повышения эффективности противокоррозионной защиты, обеспечения надежной эксплуатации и увеличения срока службы технологического оборудования схемой предусмотрена подача ингибитора коррозии Додиген 481 и нейтрализующего амина Додикора 1830 (вместо аммиака).)

Нефть из резервуаров товарно-сырьевой базы (ТСБ) поступает на прием сырьевых насосов и двумя параллельными потоками прокачивается через теплообменники, где нагревается до температуры не более 120 оС за счет регенерации тепла отходящих фракций и циркуляционных орошений.

Первый поток нефти проходит трубное пространство теплообменника, где нагревается за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны К-2, затем межтрубное пространство теплообменника, в котором нагревается за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны, и поступает в общий коллектор перед первой ступенью ЭЛОУ.

Второй поток нефти проходит трубное пространство другого теплообменника, где нагрев идёт за счет тепла верхнего циркуляционного орошения колонны К-10, затем трубное пространство теплообменника Т2/2, в котором нагревается за счет тепла гудрона, и поступает в общий коллектор перед первой ступенью ЭЛОУ.

Расход нефти по потокам регулируется приборами с коррекцией по уровню эвапоратора К-1, клапаны которых установлены на каждой линии потока нефти перед теплообменниками. Температура нефти каждого потока перед теплообменниками также регистрируется приборами. При работе установки без вакуумного блока во всех трёх теплообменниках предусмотрен нагрев нефти мазутом.

Деэмульгатор из бочки пневматическим химическим насосом подается на прием сырьевых насосов.

Оба потока нефти для выравнивания температуры перед электродегидраторами объединяются в общем коллекторе, в который насосом из спец. емкости вводится вода от электродегидраторов второй ступени. Далее нефть поступает параллельно на все четыре электродегидратора первой ступени. На линии подачи нефти на первую ступень обессоливания после подачи воды имеются смесительные клапаны для перемешивания нефти с водой. Интенсивность перемешивания регулируется перепадом давления на клапанах. Для равномерного распределения нефти в электродегидраторах первой ступени установлена специальная арматура на каждом потоке.

Эмульсионная нефть поступает в электродегидраторы через коллектор, расположенный в нижней части аппарата, по всей его длине. Конструкция коллектора обеспечивает равномерный восходящий поток смеси по всему электродегидратору. Нефть проходит поле высокого напряжения, в результате чего отделяется от содержащейся в ней воды. Затем через зону между верхним электродом и расположенным вверху аппарата по всей его длине коллектором сбора обессоленная нефть выводится из аппарата.

Отделившаяся из нефти вода оседает вниз электродегидраторов. Дренажная вода из электродегидраторов первой ступени поступает в спец. емкость.

Собирающаяся с верха этой емкости нефть направляется на прием насосов. С низа этой емкости дренажная вода после захолаживания в аппарате воздушного охлаждения выводится с установки.

Уровень нефти в емкости регулируется прибором (уровень раздела фаз), клапан которого установлен на линии вывода нефти из этой емкости на прием насосов. Давление в емкости в ней регулируется прибором, клапан которого установлен на линии дренажной воды из емкости.

Частично обессоленная и обезвоженная нефть из верхней части каждого электродегидратора первой ступени обессоливания Э-1/1, Э-2/1, Э-3/1, Э-4/1 поступает в соответствующий электродегидратор второй ступени Э-1/2, Э-2/2, Э-3/2, Э-4/2.

Для промывки нефти во второй ступени используется вода, дренируемая с емкостей Е-1, Е-3, Е-6 и оборотная вода из заводской линии, которые направляется в промежуточную емкость, сюда же подается насосом конденсат из барометрического ящика.

Для нейтрализации органических кислот, находящихся в нефти, используется раствор щелочи, который из емкости Е-9 насосом подается на прием насоса. Предусмотрена также подача раствора щелочи на прием сырьевого насоса.

Промывная вода из емкости Е-20 насосом подается на вторую ступень обессоливания раздельно в каждый из четырех электродегидраторов.

На каждом потоке нефти после подачи воды, как и в первой ступени, имеются смесительные клапаны для перемешивания нефти с водой. Интенсивность перемешивания регулируется перепадом давления на клапанах.

Постоянство уровня в электродегидраторах второй ступени обессоливания поддерживается регуляторами раздела фаз, клапаны которых установлены на линии вывода дренажной воды из каждого электродегидратора второй ступени. Давление в емкости регистрируется спец. прибором.

После электродегидраторов второй ступени обессоливания нефть собирается в общем коллекторе и поступает на блок атмосферной перегонки.

Для предотвращения коррозии оборудования и аппаратуры в схеме предусмотрена подача щелочи (NаОН) взамен соды (Nа2СО3) в линию нефти, поступающей на блок атмосферной перегонки.

В электродегидраторах имеется сигнализация и блокировка верхнего уровня нефти, связанная с подачей напряжения на электроды. При образовании в верхней части электродегидраторов газовых пробок автоматически снимается напряжение на электроды.

На каждом электродегидраторе установлены предохранительные клапаны, которые при превышении давления в аппарате сбрасывают нефть в эвапоратор К-1.