Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I. Освоение морских нефтяных месторождений: содержание и особенности . 7
1.1. Место и роль морских нефтяных месторождений в общей системенефтедобычи. 7
1.2. Особенности разработки и эксплуатации морских месторождений. Обеспечение экологической безопасности 14
1.3. Основные методы повышения нефтеотдачи на морских. месторождениях 34
ГЛАВА II: Поддержание пластового давления как необходимое условие увеличения нефтеотдачи . 61
2.1. Процесс заводнения в условиях морских нефтяных месторождений 61
2.2. Особенности поведения продуктивных пластов при закачке в них воды 67
2.3; Возможность использования горизонтальных скважин для заводнения на морских месторождениях . 75
2.4. Расчет объемов заводнения для поддержания пластового давления: подходы-и проблемы 90
ГЛАВА III! Основные требования к водоподготов ке на морских нефтяных месторождениях . 100
3.1. Определение и учет физико-химических характеристик закачиваемых вод 100
3.2. Выявление и устранение несовместимости закачиваемых вод ... 108
3.3: Использование системы методов и последовательность технологических операций водоподготовки с учетом особенностей морских месторождений 113:
Выводы. 155
Приложения. 156
Принятые сокращения. 166
Список литературы. 1
- Особенности разработки и эксплуатации морских месторождений. Обеспечение экологической безопасности
- Основные методы повышения нефтеотдачи на морских. месторождениях
- Возможность использования горизонтальных скважин для заводнения на морских месторождениях
- Выявление и устранение несовместимости закачиваемых вод
Введение к работе
з І.
Актуальность исследования. В последние годы освоение морских нефтегазовых месторождений относят к числу актуальных научно-технических задач топливно-энергетического комплекса. Опыт показывает, что их разработка значительно сложнее и дороже, чем месторождений на материке. В мировой практике нефтегазовые ресурсы континентального шельфа уже давно стали основным источником прироста добычи нефти и газа, HQ особенности заводнения в условиях морских месторождений, выбор места и технических средств водоподготовки остаются еще малоизученными проблемами.
В связи с этим особую значимость приобретают исследования, связанные с научно обоснованными подходами к методам искусственного поддержания пластового давления (ГЩЦ) путем нагнетания в разрабатываемый пласт воды с целью повышения нефтеотдачи и продления фонтанного способа добычи. И поскольку заводнение является основным и неотъемлемым методом ГЩЦ, то становится очевидным, что на морских месторождениях его максимальная эффективность во многом зависит от качества водоподготовки.
Степень научной разработанности проблемы. Вопросам повышения
нефтеотдачи посвящены многочисленные работы как отечественных, так и зарубежных ученых и практиков. Среди них в первую очередь необходимо выделить труды Л.Х. Ибрагимова, А.Ф. Максименко, И.Т. Мищенко, В.И. Муравленко и других, а также зарубежных авторов: К. Граттони (Великобритания), Л. Лейк (США), Л.М. Нордьед, Дж. Фройен (Норвегия). В работах указанных авторов широко представлены результаты исследований технологических и организационных методов разработки главным образом материковых месторождений (в круг их интересов, в меньшей степени вхо-
'"р^С НАЦИОНАЛЬНАЯ і
дили морские месторождения). j " БИБЛИОТЕКА I
Очевидно, что рентабельность добычи нефти во многом связана с эффективностью существующих систем заводнения нефтяных пластов. На морских нефтяных месторождениях эта проблема стоит особенно остро, поскольку стоимость их освоения, как правило, весьма высока. Следует отметить, что при заводнении нефтяникам нередко приходится сталкиваться с проблемой несовместимости морской (MB) и пластовой воды (ПВ), в результате чего совместная закачка этих вод часто приводит к выпадению нерастворимых осадков с загрязнением продуктивного пласта и, таким образом, к снижению нефтеотдачи пластов.
Проведенный нами анализ специальной литературы показывает, что в настоящее время практически не существует нормативных актов и рекомендаций по заводнению и применению различных способов водоподготовки на море и определению мест установки необходимого для этого оборудования (в зависимости от конкретных географических условий морского месторождения). Необходимо выполнить целенаправленный анализ существующих способов подготовки пластовых и морских вод для их эффективного применения на морских платформах, а также выработать методологию принятия решений о методах повышения нефтеотдачи, расположении объектов водоподготовки и принципах закачки.
Настоящее исследование актуально уже потому, что выявлены новые подходы и адаптированы существующие системы заводнения и водоподготовки, что приводит к снижению капитальных затрат и повышению нефтеотдачи..
Главной целью диссертационной работы является разработка комплексного подхода к определению места размещения оборудования для закачки и водоподготовки в зависимости от географических условий морского нефтяного месторождения, числа платформ и их функциональной принадлежности, в том числе обоснование технологических процессов и тех-
5 нических средств для обеспечения максимальной нефтеотдачи на данных местор ождениях.
Основная цель потребовала решения следующих конкретных задач:
изучения особенностей основных методов повышения нефтеотдачи, дифференциации их с позиций возможного использования для морских нефтяных месторождений, обоснования главных критериев и показателей их приоритетности для морских нефтяных месторождений;
выявления особенностей поддержания пластового давления на морских нефтяных месторождениях;
определения наиболее приемлемых технологий заводнения и водо-подготовки для таких месторождений;
обоснования размещения узлов закачки и водоподготовки в зависимо
сти от конкретных географических условий морского месторождения.
Объектом исследования явилась российская и зарубежная практика разработки и эксплуатации морских нефтяных месторождений, сложившаяся система методов, используемых для увеличения нефтеотдачи, в первую очередь системы водоподготовки для поддержания пластового давления.
Предметом исследования выступает система заводнения и водоподготовки на морских нефтяных месторождениях, взаимосвязь объемов закачиваемой воды и объемов добываемой продукции.
Теоретической и методологической основой диссертационного исследования явились положения и выводы, представленные в работах российских и зарубежных ученых и практиков, посвященных теоретическим и практическим проблемам повышения нефтеотдачи, в том числе на морских месторождениях.
Научная новизна диссертации заключается в следующем:
разработана классификация методов увеличения нефтеотдачи в зависимости от решаемых с их помощью задач применительно к морским месторождениям;
впервые предложено использовать горизонтальные нагнетательные скважины для заводнения на морских месторождениях, а в случае несовместимости морской и пластовой вод предложена методика их раздельной закачки всего по двум горизонтальным нагнетательным скважинам в противоположные части продуктивного пласта, не допуская их смешивания;
разработана схема принятия решений по выбору места расположения объектов водоподготовки и закачки морской и пластовой воды; предложен и обоснован метод утилизации всех видов производственно-бытовых стоков на морской платформе путем их добавления в очищенные пластовые воды, подлежащие закачке в пласт; доказана необходимость использования коэффициента дополнительной закачки при расчете объемов заводнения.
Практическая значимость диссертационного исследования заключается в возможности применения полученных результатов для выбора системы водоподготовки и заводнения при разработке технико-экономического обоснования проекта освоения морского нефтяного месторождения. Практическая реализация рекомендаций автора приводит к увеличению нефтеотдачи благодаря приросту площади заводнения, а также снижению капитальных затрат из-за сокращения числа дорогостоящих морских нагнетательных скважин.
Апробация работы. По результатам исследования опубликовано 7 работ, общим объемом 9 п.л., сделаны доклады на международных и общероссийских научно-практических конференциях. Использование рекомендаций, выдвинутых в диссертации, подтверждено справками о внедрении.
трех глав, выводов, 8 приложений и списка литературы, включающего 130
наименований. Диссертация изложена на 155 страницах, содержит в тексте
19 рисунков и 15 таблиц.
Особенности разработки и эксплуатации морских месторождений. Обеспечение экологической безопасности
В ходе эксплуатации скважин наступает момент, когда интенсивность обводнения продукции становится выше интенсивности роста добычи жидкости. После этого начинается снижение добычи нефти, несмотря на увеличение добычи жидкости.. На второй стадии опасность аварийного фонтанирования хотя и сохраняется, но практически становится минимальной, поскольку приобретается опыт эксплуатации напорных пластов. Вероятность прорывов нефти и газа в заколонных пространствах добывающих скважин таюке относительно мала, несмотря на постоянный!рост числа вновь вводимых скважин, поскольку старение цементного камня еще не наступило. Исключение могут составлять объекты с повышенным содержанием агрессивного сероводорода в залежах или подземных водах. Однако оперативный ремонт аварийных скважин и предупреждение аварийных ситуаций на данной стадии не представляет особых организационных и экономических трудностей. Это объясняется тем, что высокий уровень добычи нефти выводит промысел на уровень экономического подъема и полной обеспеченности квалифицированными кадрами. Затраты на природоохранную деятельность на этой стадии относительно низки.
Третья стадия (значительное снижение добычи нефти) характеризуется: снижением добычи нефти от 10 до 20% в год; уменьшением фонда скважин из-за их отключения вследствие обводнения, переходом практически всего фонда скважин на немеханизированный способ добычи; прогрессирующим обводнением продукции (до 80-85%) при среднем росте обводненности 7-8% в год; повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи на конец стадии до 50-60% (20-30% для вязких нефтей); суммарным отбором жидкости от 50 до 100% балансовых запасов нефти.
Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки месторождения. Ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Она характеризуется также резким снижением надежности промысла в природоохранном отношении: Общее обводнение скважин, перевод многих из них в категорию аварийных, увеличение объемов закачки воды в пласты порождает множество заколонных перетоков. В результате техногенные и природные воды нижних продуктивных горизонтов, прорываясь вверх, создают свои залежи техногенной природы в приповерхностной зоне, поднимают уровни грунтовых вод и образуют на земной поверхности грифоны или родники. Зоны таких проявлений возникают обычно на периферии месторождения и примерно соответствуют контуру нефтегазоносное.
Как правило, данные явления игнорируются промысловиками и природоохранными службами, поскольку считается, что они связаны с первичными природными явлениями. Доказать техногенное происхождение таких родников, как правило, трудно, поскольку соответствующий мониторинг не проводится. В результате возрастающий вынос загрязняющих веществ на промыслах удается списывать на псевдоприродные факторы.
Ввиду срабатывания запасов с превышением пластового давления, значительного отбора добываемой продукции и закачки еще более значительного количества жидкости на третьей стадии происходят серьезные изменения в состоянии массива горных пород. В результате начинаются процессы релаксации напряжений. Горные породы стремятся приобрести новое равновесное состояние. Это в свою очередь порождает волны пластической разгрузки, распространение которых может возбудить множество техногенных землетрясений, усиление импульсов проявления родников. Третья стадия оказывается трудной и сложной не только для процесса разработки месторождения, но и для охраны природной среды. Возрастающий прессинг на природу проявляется на фоне замедленных темпов снижения добычи нефти, а также ее экономических показателей, оттока квалифицированных кадров на другие объекты и, соответственно, резкого ограничения финансирования природоохранной деятельности. Продолжи тельность данной стадии составляет 5-10 и более лет. Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки место рождения. За этот период отбирают 80-90% извлекаемых запасов.
Четвертая стадия, соответствующая старению и отмиранию промысла, является наиболее тяжелой и критической в природоохранном отношении. На этой стадии, во-первых, происходит накопление всех отрицательных процессов загрязнения окружающей среды, проявившихся на предыдущих стадиях. Во-вторых, ряд этих процессов, связанных, в частности, с ростом фонда аварийных скважин и прорывом техногенных вод, продолжает акти визироваться. В третьих, на этом фоне возникает новая мощная волна тех ногенного загрязнения, связанная с внедрением методов нефтеотдачи пла стов. Весьма важно, что эта стадия техногенной дестабилизации недр и дру 22 гих природных комплексов наиболее длительна. При этом возможности прямых отчислений на природоохранную деятельность за счет добычи неф ти на данной стадии оказываются практически нулевыми. В итоге обширная зона заброшенного промысла начинает существовать в виде мощной анома лии, возмущающей режим природных процессов в земной коре, гидросфере и биосфере. Продолжительность четвертой стадии 15-20 лет и более.
Итак, разработка залежей в трещиновато-кавернозных коллекторах отличается быстрым выходом на высокий темп отбора нефти (10-13% в год), отбором до 80% извлекаемых запасов к началу снижения добычи нефти, весьма резким снижением добычи на третьей стадии (до 50% в год), непродолжительностью четвертой стадии, небольшими суммарными отборами воды. Разработка трещинно-пористых коллекторов происходит значительно сложнее, чем пористых и трещиновато-кавернозных и сопровождается большими отборами воды.
В период опытно-промышленной разработки предусматривается решение следующих основных вопросов, недостаточно выясненных в ходе разведки месторождения [119]: 1. Определение темпов продвижения водонефтяного контакта, т.е. оценка активности водонапорной системы и газовой шапки в процессе отбора нефти из залежи, а также изучение энергетических ресурсов самой нефтяной залежи. 2. Изучение оптимальных рабочих параметров скважин (дебитов, депрессий, рабочих давлений). 3. Выбор оптимальных интервалов перфорации продуктивного пласта с целью увеличения продолжительности безводного и безгазового режима работы скважин.
Основные методы повышения нефтеотдачи на морских. месторождениях
Обычно методы воздействия на продуктивные пласты основываются на изучении особенностей структуры и свойств пористой среды и физико химических свойствах насыщающих их жидкостей, а также процессах, протекающих на границе разделов жидкость-жидкость, жидкость-твердое тело. В то же время методы исследования макро- и микропроцессов, протекающих между жидкостями и породой непосредственно в поровом пространстве, слабо изучены в виду чрезвычайно больших трудностей проведения таких исследований [34].
Вся информация о процессах, происходящих при фильтрации многофазных жидкостей сквозь пористые среды, получается в основном при изучении свойств жидкостей в свободном объеме и тех изменений, которые они претерпевают при фильтрации через модели пористых сред [75]. Эта информация используется в различных математических моделях, описывающих процессы вытеснения нефти водой с добавками химреагентов. Полученные результаты лабораторных исследований часто противоречат друг другу. Таким образом, нет единого мнения по важнейшим вопросам физики и физикохимии вытеснения нефти из пористых сред [35].
Традиционно расчет технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи ведется по отдельным скважинам, обработанным в разное время, в различных геолого-физических условиях. При этом определяется только технологический эффект от применения МУН на конкретную дату анализа. Отсюда неточность получаемых результатов.
Для исправления данной ситуации нами рекомендуется использовать безразмерный показатель эффективности (БПЭ). Он представляет собой отношение среднесуточной дополнительно добытой нефти к дебиту скважины до применения метода и является производной отклика геологической системы на воздействие той или иной технологии: Кэф(БПЭ)=Ои/(ч-п) (1), где QH - дополнительная добыча нефти; q - дебит скважины до применения метода; п - количество суток. Одной из самых важных является оценка фактического прироста ко эффициента нефтеотдачи пластов за счет применения МУН.
Вначале проведения промысловых испытаний оценить прирост коэффициента нефтеотдачи пытались путем сравнения технологических показателей разработки опытных и контрольных участков. При этом контрольный участок должен быть идентичен опытному как по геолого-физическим свойствам, так и условиям; разработки. Выдержать же идентичность опытного и контрольного участков по всем показателям не удается практически никогда.
В связи с этим для оценки технологической эффективности используют статистические методы прогнозирования показателей разработки и конечной нефтеотдачи. В качестве статистических методов применяются характеристики вытеснения, представляющие эмпирические зависимости между значениями отбора нефти, воды и жидкости. На основе полученных зависимостей прогнозируется добыча нефти, ПП и воды по базовому варианту, т.е. без применения МУН [4].
В соответствии с «Методическим руководством по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи» [48] за прирост коэффициента нефтеотдачи принимается дополнительная добыча нефти, получаемая как разность между фактической добычей нефти и прогнозной (расчетной); определяемой по характеристикам вытеснения.
Коэффициент вытеснения нефти представляет собой отношение объема нефти, вытесненной каким-либо агентом из образца породы или модели пласта до полного насыщения этим агентом получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта [60]. Увеличение коэффициента вытеснения достигается за счет смешивае мости нефти и вытесняющего агента (углекислый газ, газ высокого давле ния, растворители), снижения межфазного натяжения и повышения смачи ваемости пласта водой (поверхностно-активные вещества, щелочи) [105]. Коэффициент нефтеотдачи можно представить в виде произведения: К =КВЫТ К0ХВ (2), где Квыт — коэффицент вытеснения; К0хв — коэффициент охвата пласта заводнением. Коэффициент охвата пласта заводнением неоднородного пласта зависит от коэффициента удельной вязкости (До): ц0 =(кв/цв)/(к„/и.п) (3), где кв и к„ - фазовые проницаемости соответственно для воды и нефти; цв и цн — вязкость соответственно воды и нефти. Чем больше параметр ц0, тем меньше коэффициент охвата пласта заводнением. При росте коэффициента вытеснения нефти водой увеличивается во-донасыщенность пласта. В соответствии с кривыми фазовой проницаемости с увеличением водонасыщенности увеличивается фазовая проницаемость для воды, а, следовательно, и параметр u j. В результате уменьшается коэффициент охвата пласта заводнением.
Итак, увеличение коэффициента вытеснения должно вести к увеличению нефтеотдачи. В то же время уменьшается коэффициент охвата пласта заводнением, что ведет к сокращению нефтеотдачи, т.е. применение агентов, увеличивающих коэффициент вытеснения, ведет к двум противоположным эффектам. Поэтому все промысловые эксперименты по применению методов, увеличивающих коэффициент вытеснения, не дали однозначного и четкого результата.
Возможность использования горизонтальных скважин для заводнения на морских месторождениях
В настоящее время на этапах разведки и разработки месторождений нефти и газа все более широкое применение получают компьютерные технологии комплексной интерпретации всей геолого-геофизической информации, с целью, построения, цифровых, геолого-промысловых.моделейдля. прогнозирования нефтеотдачи. В начальном периоде разработки собирается обширная геолого-промысловая информация, которая при целенаправленной обработке позволяет прогнозировать объемы добычи.
Очень важным вопросом является установление объемов необходимой закачки. Это предполагает изучение закономерностей обводнения нефти, так как только на базе геологических закономерностей можно обоснованно оценивать и прогнозировать объемы заводнения.
От вышеперечисленных свойств зависит выбор стратегии дренирования залежи (иногда не нужно бурить нагнетательные скважины для под 91 держания пластового давления, так как окружающие нефтенасыщенную часть залежи водоносные пласты выполняют эту работу), тип выбираемых скважин (вертикальные, наклонные, горизонтальные, с гидроразрывом или без такового) І и их число. Динамика технологических показателей разработки (и в первую очередь темпы отбора нефти, газа и воды, темпы закачки воды при реализации искусственного заводнения) зависит от всех вышеперечисленных характеристик и особенностей.
Для того чтобы стать коллектором, порода должна обладать пористостью и проницаемостью. Те же свойства необходимы для сохранения нефти и газа, а также запасов подземных вод. Пористость.— это процент содержания пустот в породе. Кристаллические породы могут иметь менее 1% пустот, тогда как некоторые песчаники — 35-40%, а кавернозные известняки обладают даже еще большей пористостью. Обычный тип пустот — промежутки между зернами крупнозернистых осадочных пород, подобных песчаникам.
Размер зерен не влияет на процент пористости, если этот размер одинаков, но при смешении зерен разного размера мелкие зерна частично заполняют пространство между крупными, уменьшая тем самым процент пористости. Итоговая І пористость обломочных пород зависит от степени последующей цементации зерен. Цемент породы осаждается из циркулирующих вод (таковы многие карбонатные, сульфатные и другие «хемогенные» цементы. Весьма распространенные глинистые цементы образуются при одновременном осаждении песчаных зерен и глинистых частиц). Если цементация полная, то пористость не сохраняется. Другой распространенный тип пустот -это каверны растворения в карбонатных породах (известняках и доломитах). Всякий раз, когда такие породы находятся в зоне проникновения или циркуляции подземных вод, они в какой-то степени растворяются, и результатом может быть образование высокопористых пород. Размер каверн выщелачивания изменяется от микроскопических пор до гигантских пещер. Еще одним типом природных пустот являются каверны выветривания, а также трещины и щели.
Проницаемость - это свойство пород быть проводником при движении жидкостей или газов. Некоторые глины имеют такую же высокую пористость, как и песчаники, но они непроницаемы, так как размер их пор очень мал. Чем крупнее поры, тем выше проницаемость. Прямой связи между пористостью и проницаемостью нет, хотя обычно породы с невысокой пористостью (10-15%) имеют также и низкую проницаемость. Если проницаемость мала, то нефть будет только слабо сочиться из породы и нефтеотдача окажется ниже экономически эффективной. Поэтому трудно извлекать нефть из глин, хотя обильные признаки нефти в них имеются во многих районах мира. Методы извлечения нефти из глинистых пород еще предстоит разработать.
Пласты пород-коллекторов должны иметь определенную мощность и относительно постоянную проницаемость. Мощность, ниже которой пласт-коллектор не может разрабатываться с необходимой экономической эффективностью, зависит от многих причин, включая стоимость бурения в данном районе, глубину, пористость и объем (запасы) нефти.
Хотя обычно коллекторами являются песчаники и карбонатные породы, любые породы, которые обладают необходимыми геологическими или структурными характеристиками, могут содержать нефть в промышленных количествах. Примером этого являются трещиноватые глины (аргиллиты), конгломераты, зоны выветривания на древних поверхностях гранитов и серпентизированные магматические образования.
Масштабы перемещения нефти в природных условиях определяются вязкостью, ее необходимо учитывать при расчете коэффициента нефтеотдачи. Среди различных групп углеводородов наименьшую вязкость имеют парафиновые, а наибольшую - нафтеновые углеводороды. Чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их вскипания. Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления в Па к взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 м2, при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в 1Н. По динамической вязкости (расчетным путем) определяют значения рациональных дебитов скважин.
Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости в СИ - м /с. Данные о кинематической вязкости используются в технологических расчетах. Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды. Чем меньше вязкость нефти в пластовых условиях, тем при прочих равных условиях будет выше нефтеотдача (рис. 2.10).
Плотность нефти зависит от соотношения количеств легкокипящих и тяжелых фракций. Как правило, в легкой нефти преобладают легкокипящие компоненты (бензин, керосин), а в тяжелых — тяжелые (масла, смолы), поэтому плотность нефти дает приближенное представление о ее составе.
В пластовых условиях плотность нефти меньше, чем на земной поверхности, так как нефть содержит растворенные газы. Плотность используется при расчете массы продукта, занимающего данный объем, и, наоборот, объема продукта, имеющего определенную массу.
Выявление и устранение несовместимости закачиваемых вод
При наличии в ПВ эмульгированной нефти рекомендуется закачивать кроме коагулянтов еще и полиэлектролиты (1-5 мг/л). В случае концентрации нефти свыше 1000 мг/л перед флотационной установкой рекомендуется установить первичный сепаратор.
В целом эффективность флотационных установок РГФ колеблется в пределах 80-90%. Следующим этапом в развитии флотационных установок стали уста новки индукционной газовой флотации (ИГФ), которые уже не требуют, чтобы газ был растворен в воде. Установка механической индукционной га зовой флотации с циклотурбинами наиболее эффективно отделяет нефть и механические примеси от ПВ. Эта установка работает без давления, рассчитана на большие объемы ПВ даже в условиях стационарных и плавучих платформ. Ее конструкция содержит пять камер, разделенных перегородками. В.первых четырех камерах, называемых активными ячейками, установлены циклотурбины, заставляющие газ, поступающий на поверхность жидкости, погружаться в жидкую фазу с помощью многолопастного ротора.
Циклотурбина состоит из двигателя, установленного на фланцах в верхней части емкости и приводящего в действие многолопастный ротор, находящийся внутри статического агрегата (статора), с помощью которого и происходит распыление газа в виде мельчайших пузырьков, погружаемых в ш жидкую фазу и распределяемых внутри ее по высоте столба жидкости. Пятая камера используется в качестве дегазационной зоны, где жидкость освобождается от газовых пузырьков до того, как вытекает из емкости. Объем установки рассчитан таким образом, чтобы обеспечить пребывание жидкости в каждой ячейке одну минуту, причем длина каждой из ячеек равна среднему уровню жидкости в камере.
Плавающий скиммер и его резервуар размещены между каждой парой активных ячеек, а сами скиммеры спроектированы так, что они занимают большую часть поверхности жидкости в емкости и производят вертикальное движение без столкновения со стенками емкости или без оседания скиммера на стенки резервуара. Следует отметить, что после первоначальной сборки плавающих скиммеров и соответствующей ручной регулировки клапанов, в дальнейшем не требуется никаких регулировок, поскольку установка имеет простую систему автоматического управления, а циклотурбина обладает переменной регулируемой скоростью, что обеспечивает правильное перемещение скиммера для удаления нефти. Для большей эффективности работы установки применяют химреаген " ты: соли аммония, полиакриламиды, ПАВы. Их правильный подбор опреде ляет успешную работу ИГФ, а дозировка составляет 2-10 мг/л, причем нередко их предварительно растворяют в пресной воде в пропорции 1:5 [85].
В последние годы установки ИГФ несколько модернизировали: цик-лотурбины заменили эжекторами в виде трубки Вентури. Эти установки именуются системами гидравлической индуктированной газовой флотации (ГИГФ). Они состоят из загрузочной воронки, семи активных ячеек и сливной камеры. В каждой ячейке установлен эжектор, подсасывающий газ через индивидуальную трубку, оканчивающуюся игольчатым клапаном, с помощью общего для всех ячеек насоса, обеспечивающего рециркуляцию очищенной ПВ, подаваемой к каждому эжектору.
Распыление происходит в самой трубке Вентури. Размер пузырьков и степень их распыления зависят от скорости рециркулирующего потока.
Установки ГИГФ рассчитываются на пребывание очищаемой ПВ в агрегате в течение 5 мин. Эти установки оказались не лучше агрегатов с цик-лотурбинами. Обнаружилась тенденция закупорки эжектора шлаками, механическими примесями, парафином, продуктами коррозии и т.д.
Гидроциклоны. Издавна хорошо известно, что при вращательном движении многофазной жидкости происходит ее расслоение по плотности: в поле центробежных сил тяжелая фаза отбрасывается на периферию, т.е. к стенкам, ограничивающим поле сосуда. Более плотная фаза по стенкам со-суда стекает вниз, а менее плотная фаза перемещается вверх создаваемым вихрем. На этом принципе работают гидроциклонные сепараторы. Обычно гидроциклоны для очистки от нефти ПВ представляют собой цилиндрическую конструкцию с конической секцией и углами, составляющими 10 -20, как показано на рис. 3.4.
Цилиндрическая конструкция гидроциклона В верхней части установлено несколько тангенциально расположенных входов, через которые поток, попадая в циклон, разделяется на фазы: жидкая стекает по спирали и направляется к нижнему выходу, а газовая фаза с капельками нефти устремляется в центр сосуда и перемещается вверх и выходит через верхнее отверстие (эффект "торнадо").
Следует отметить, что нормальная работа гидроциклона может быть обеспечена при условии, если перепад давления на выходах очищенной воды и газовой фазы одинаков и постоянен. Простота конструкции гидроциклона и его компактность позволяют использовать его на морских платформах. Фирма Серк Бейкер, одна из ведущих фирм в области проектирования и изготовления средств для очистки различных вод, создала несколько модификаций гидроциклонов.
