Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор методов воздействия на реологические характеристики выд сокопарафинистых нефтей в системе нефтедобычи и нефтепромы слового сбора и транспорта
1.1 Проблема трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей
1.2 Анализ основных факторов, влияющих на процесс парафинообразования
Выводы по разделу 25
2 Исследование реологических свойств нефтей и водонефтяных эмульсий месторождения «Белый Тигр», Вьетнам
2.1 Постановка задачи 26
2.2 Исследование реологических свойств нефтей месторождения «Белый Тигр»
2.3 Исследование реологических свойств нефтей месторождения «Белый Тигр», обработанных депрессорными присадками
2.4 Исследование эффективности обработки водонефтяных эмульсий депрессорными присадками
Выводы по разделу. 63
3. Анализ системы подводных трубопроводов рекомендации по улучшению их работы
3.1 Общие сведения о месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон». 64
3.2 Анализ системы сбора, подготовки и транспорта продукции скважин месторождений СП «Вьетсовпетро»
3.3 Трубопровод для морских месторождений 73
3.4 Транспорт нефти по трубопроводу Белый Тигр - Вунгтау 82
3.5 Удаление парафиновых отложений в трубопроводах 85
Выводы по разделу 86
4 Исследование вопросов водоподготовки на месторождении «Белый Тигр»
4.1 Обоснование необходимости сброса воды в системе сбора нефти
4.2 Лабораторные эксперименты по интенсификации процесса очистки сточных вод
Выводы по разделу 99
Основные выводы и рекомендации 100
Список использованных источников 101
- Анализ основных факторов, влияющих на процесс парафинообразования
- Исследование реологических свойств нефтей месторождения «Белый Тигр»
- Общие сведения о месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон».
- Удаление парафиновых отложений в трубопроводах
Введение к работе
Актуальность исследуемой проблемы
В 1986 году на континентальном шельфе Вьетнама было введено в промышленную эксплуатацию месторождение «Белый Тигр». В настоящее
• время СП «Вьетсовпетро» разрабатывает три месторождения - «Белый Тигр», «Дракон» и «Большой медведь». Из них месторождение «Белый Тигр» является самым крупным.
К настоящему времени построено 11 морских стационарных платформ (МСП), каждая из которых рассчитана на 16 скважин, и 8 блок-кондукторов (БК), каждый на 9 скважин. Кроме того, построены : центральная технологиям ческая платформа (ЦТП), центральная компрессорная платформа (ЦКП), малая компрессорная станция(МКС), платформа поддержания пластового давления (ППД) и 4 установки беспричального налива нефти (УБН).
Все эти объекты связаны между собой системой подводных трубопроводов протяженностью сотни километров, в том числе 155 км трубопроводов системы нефтегазосбора. Щ Системы сбора и подготовки нефти, спроектированные для нефтяного месторождения, нуждаются во внесении существенных изменений при достижении высокой обводненности добываемой продукции, т.е. появляется необходимость в реконструкции систем сбора и подготовки нефти, газа и воды, которая диктуется сокращением объемов добываемой нефти (максимум добычи нефти - в 2001 году), физическим и моральным старением трубопрово- дов и оборудования. Реконструкция должна обеспечивать надежную работу морских промысловых трубопроводов, повышение эффективности работы установок подготовки нефти, а также других объектов сбора и подготовки нефти.
Для повышения эффективности работы установок подготовки нефти и снижения затрат на нагрев эмульсии на многих нефтяных месторождениях России при высокой обводненности добываемой продукции широко приме няется предварительный сброс пластовой воды. Эта технологическая опера t ция бывает вызвана неспособностью действующих установок справляться с возрастающим объемом поступающей жидкости.
Применительно к месторождению «Белый Тигр» необходимо организовать предварительный сброс воды на морских стационарных платформах и ф БК. При этом качество сбрасываемой воды должно удовлетворять требова ниям системы поддержания пластового давления.
Системы сбора нефти, построенные для месторождений с осложненными реологическими свойствами добываемой продукции, например, на морских месторождениях шельфа Вьетнама, нуждаются во внесении существенных изменений при достижении высокой обводненности добываемой нефти., т которая диктуется сокращением объемов добываемой нефти, физическим и моральным старением трубопроводов и оборудования.
Срок эксплуатации некоторых трубопроводов в системе нефтегазосбо-ра месторождений СП «Вьетсовпетро» составляет почти 20 лет. Большая толщина стенок трубопроводов (16 мм) на сегодняший день обеспечивает длительные периоды безаварийной эксплуатации нефтепроводов. Однако рост обводненности продукции, повышение вязкости добываемых эмульсий высокопарафинистой нефти и увеличение загрузки трубопроводов по жидкости вызывают необходимость реконструкции объектов промыслового обустройства.
Реконструкция должна обеспечивать надежную работу морских промысловых трубопроводов, сброс воды на морских стационарных платформах % и ее утилизацию в системе поддержания пластового давления, повышение эффективности работы установки подготовки нефти.
Поэтому исследования, направленные на разработку научных принципов реконструкции систем сбора обводненной продукции скважин с осложненными реологическими свойствами являются актуальными для нефтяной промышленности Вьетнама, Казахстана и ряда регионов России.
Цель работы - Создание научно обоснованных принципов совершен Ф ствования систем сбора высокообводненных нефтей с осложненными реоло і гическими свойствами на основе анализа существующего промыслового обустройства морских месторождений Вьетнама, изучения и анализа опыта организации процессов сброса воды в системах сбора на месторождениях вязких нефтей Республики Башкортостан. ф Основные задачи исследований
1. Изучить существующие современные методы воздействия на реологические характеристики высокопарафинистых нефтей. Выявить проблемы, которые необходимо исследовать для эффективного регулирования реологических параметров обводненных высокопарафинистых нефтей Вьетнама в системах сбора и подготовки продукции скважин.
2. Исследовать в лабораторных условиях реологические свойства вы-сокопарафинистой нефти и эмульсий применительно к системам сбора и подготовки нефти и очистки сточных вод. Оценить влияние депрессорных присадок и реагентов-деэмульгаторов на качество сбрасываемых вод
3. Разработать методы и средства устранения гидравлических ударов и пульсаций в системе трубопровод - сепаратор и эффективного транспорта высокопарафинистой нефти
Научная новизна
1. На основе экспериментального изучения 15 образцов депрессорных присадок выявлены наиболее эффективные присадки и оптимальные температуры обработки нефтей и водонефтяных эмульсий месторождения «Белый Тигр». ф. 2. В результате реологических исследований получены эмпирические за висимости для пластической вязкости, начального и динамического напряжений сдвига при различных температурах. Зависимости могут быть использованы для теплогидравлического расчета трубопроводов
3. На уровне изобретения разработан новый способ транспорта высокопарафинистой нефти
Основные защищаемые положения ф 1. Новый способ транспорта высокопарафинистой нефти
2. Методы воздействия на свойства водонефтяных эмульсий высокопа-рафинистых нефтей совместным применением реагентов-деэмульгаторов и депрессорных присадок.
3. Метод динамического отстоя с вводом на прием аппаратов полиэлектролитов для получения воды требуемых кондиций с целью использования ее взамен морской в системе поддержания пластового давления.
Практическая ценность и реализация результатов в промышленности.
Предложен способ транспорта высокопарафинистых нефтей, включающий их нагрев в голове трубопровода до температуры растворения кристаллов парафина, путевое охлаждение и механическое разрушение образованной кристаллами парафина структуры и последующую перекачку по подводному трубопроводу при температуре ниже температуры кристаллизации парафина.
Способ используется при проектировании трубопровода «Белый Тигр -Вунгтау.
Разработан трубопровод для транспортирования частично дегазированной нефти с МСП на центральную технологическую платформу, использование которого повышает эффективность сепарации нефти от газа путем предварительного расслоения газожидкостной смеси на входе в сепаратор и раздельного ввода в него газа и жидкости (патент РФ ...).
Апробация работы
Результаты работы докладывались и обсуждались на:
5 конгрессе нефтепромышленников России;
заседаниях Ученого совета, методсоветах и семинарах ИПТЭР.
Публикации
Основные результаты диссертации опубликованы в 10 печатных работах.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и списка литературы, состоящего из 89 наименования. Работа изложена на 109 страницах и иллюстрирована 18 рисунками. Содержит 28 таблиц.
Анализ основных факторов, влияющих на процесс парафинообразования
В процессах разработки месторождений нефти часто сталкиваются с таким осложнением как образование твердой фазы в результате выпадения парафинов, асфальтосмолистых веществ, солей, механических примесей, а также некоторых других компонентов, входящих в состав пластовых углеводородных смесей [21-23,28].
Твердая фаза, образующаяся из нефтей, представляет собой смесь различных компонентов, состоящую преимущественно из алканов нормального строения, поэтому ее называют «парафином» или парафиновыми отложениями. Поскольку в составе отложений заметную часть составляют смолы и ас-фальтены, более точно называть их асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО). Нередко встречаются нефти, у которых значительная часть твердого осадка состоит из церезинов (церезины - тяжелые циклоалканы С.% - С55 с боковыми цепями нормального и разветвленного строения, температура плавления 65-88 С) и восковых продуктов (восковые продукты по сравнению с церезинами характеризуются более высоким содержанием циклических углеводородов).
Выпадение парафинов может начаться в любой точке технологической схемы, где происходит изменение термобарических условий. Чем выше содержание в нефти тяжелых компонентов, тем при более высокой температуре начинается выпадение парафинов. Кристаллизация парафинов происходит и вследствие изменения углеводородного состава нефти. Асфальтосмолопарафи-новые отложения могут образовываться в призабойной зоне, в стволе скважин, в выкидных линиях, в трубопроводах системы сбора и транспорта нефти, в аппаратах подготовки и хранения нефти. Это создает серьезные осложнения во всей технологической цепочке от добычи нефти до ее переработки. При выпадении парафинов в пласте или в призабойной зоне наблюдается уменьшение нефтеотдачи. Закачка в пласт холодной воды и охлаждение призабойной зоны приводит к снижению приемистости нагнетательных скважин. Образование отложений в скважинах сопровождается снижением дебита. Уменьшение «живого» сечения трубопроводов создает дополнительные потери давления при транспорте парафинистых нефтей и может привести к прекращению перекачки. Появление дисперсной твердой фазы в нефтях способствует образованию устойчивых водонефтяных эмульсий, так как твердые парафины входят в состав их стабилизаторов. При обезвоживании нефть необходимо нагревать до температуры плавления парафинов, входящих в состав стабилизаторов. Твердая фаза в нефти является причиной образования, так называемых, амбарных или ловушечных нефтей, не поддающихся подготовке традиционными способами. Седиментация дисперсных частиц при хранении нефти приводит к накоплению осадков в резервуарах. Выпадение парафинов в моторных топливах создает проблемы при их использовании в холодное время.
Таким образом, на протяжении всей технологической цепочки от пласта до получения нефтепродуктов существует возможность образования, выпадения и последующего накопления твердой фазы или иного состава.
Оптимальное решение вопросов добычи, транспорта, подготовки и хранения высокопарафинистых нефтей невозможно без эффективных мер по предупреждению и борьбе с отложениями парафина в технологическом оборудовании.
При неизотермическом режиме перекачки наблюдается запарафинивание нефтепроводов. На внутренней поверхности накапливаются смолопарафино-вые отложения, уменьшается «живое» сечение трубопровода. Исследования процесса запарафинивания нефтепроводов проводились различными авторами.
Зона максимального отложения парафина на внутренней поверхности труб наблюдается в местах, где температура перекачки находится в пределах температуры массовой кристаллизации парафина. При более высокой температуре отложений образуется мало, так как парафин находится в растворе и лишь незначительная часть его выкристаллизовывается у стенки трубы на ее поверхности. При температуре нефти ниже температуры массовой кристаллизации обычно образуется незначительное количество отложений.
Влияние температуры на процесс парафинизации не вызывает сомнения, при этом важное значение имеет перепад температур между потоком жидкости и окружающей средой. Изменение температурных условий перекачки связано и с изменением распределения отложений по длине трубы. После анализа результатов экспериментов выделено наиболее часто встречающееся распределение парафиновых отложений по длине для ламинарного и турбулентного режимов течения. С увеличением времени парафинизации количество отложений растет, но распределение по длине трубы выравнивается, то есть максимум от ложений от начальных сечений трубопровода смещается к его концу. Это можно связать с теплоизолирующими свойствами отложений.
Качественные и количественные исследования влияния асфальтосмолистых веществ на процесс парафинизации при перекачке нефти появились только в последние годы. Точки зрения авторов на механизм парафинизации и влияние на него различных факторов не одинаковы.
Плотные отложения образуются только в присутствии асфальтосмолистых веществ. Для выявления влияния различных параметров поочередно исследовали влияние каждого из них при сохранении остальных постоянными.
Исследования изменения микроструктуры высокопарафинистой нефти под действием асфальтосмолистых веществ проведены на мангышлакской нефти [30].
Исследование реологических свойств нефтей месторождения «Белый Тигр»
Обзор существующих методов транспорта высокопарафинистых нефтей и характеристика проблем даны в многочисленных публикациях [46-53]. Существующие решения, условия их применения и экономическая оценка приведены в таблице 2.1. Они характеризуются различной степенью технологической проработки, и эффективность их применения зависит от ресурсов материалов и энергии, существующих на конкретном месторождении. Например, наличие на месторождениях незастывающих нефтей, добываемых с других горизонтов, может предопределить их использование при транспорте высокоза-стывающих нефтей в качестве разбавителей и т.д.
В настоящее время наибольшее внимание уделяется тепловым способам перекачки с применением депрессорных присадок для улучшения реологических характеристик нефти и без применения последних [59-67]. Отметим, что имеющаяся техническая информация главным образом относится к межпромысловому транспорту высокопарафинистых нефтей.
Применение существующих решений в системах сбора высокозасты-вающих нефтей требует дополнительного анализа с учетом конкретных факторов, характерных для месторождения. При планировании научно-исследовательских работ по изучению различных вариантов воздействия на нефть и водонефтяные эмульсии в лабораторных условиях были учтены следующие факторы:
- степень изученности физико-химических и реологических свойств неф-тей эксплуатационных скважин;
- информация о физико-химических свойствах нефтей в поверхностных условиях для различных продуктивных горизонтов [68-70];
- результаты научно-исследовательских работ по улучшению транспортабельных свойств нефти по подводным трубопроводам, ранее выполненные силами ВНИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» [22-26], ВНИИСПТнефть [29], ВНИИгаз [27], фирмами «Hehst» (ФРГ) и «Toho chemical industry Со, LTD» [62,63].
В основу методики лабораторных исследований положены измерения реологических свойств нефти при применении различного рода воздействий на нее: обработки депрессорными присадками, термообработки, механических воздействий и т.д.
Основной целью лабораторных исследований является определение наиболее целесообразных методов воздействия на нефть, улучшающих ее транспортабельные свойства. Получаемые при этом оценки эффективности воздействия носят прогнозный характер, поскольку получены на дегазированных нефтях, коллоидное состояние которых отлично от состояния нефти в промысловых коллекторах. Это связано, в первую очередь, с тем обстоятельством, что при разгазировании и изменении температуры в нефти происходят процессы перестройки (неравновесное состояние нефти), которые имеют определенную длительность и достаточно медленны. Этим объясняются, например, отличие в температурах застывания свежеотобранной нефти и нефти после хранения, а также необходимость определения величин реологических параметров при температурах ниже температуры застывания.
В проведении лабораторных исследований основное внимание уделено изучению воздействия на нефть и ее эмульсии нагрева и депрессорных присадок. Исследования выполнены в широком интервале обводненности нефти и ориентированы оольшеи частью на получение реологических параметров при температуре 22 С, что соответствует минимальной температуре в придонном слое моря (январь месяц).
Измерения выполнены на реовискозиметре «Реотест-2» в соответствии с инструкцией по его применению. Погрешность измерений ± 4 %.
Термостатирование исследуемых образцов нефти в измерительной ячейке реовискозиметра проводилось с использованием термостатов U-2 и U-I0. Погрешность установки температуры ± 0,1 "С.
Измерение коэффициентов вязкости нефтей (рисунок 2.1), отобранных из эксплуатационных скважин, показало, что нефти миоцена (23 горизонт) обладают высокой вязкостью по сравнению с нефтями нижнего олигоцена. & 30 20 J
В области температур от 35 С и ниже нефти проявляют структурно-механические свойства, что связано с их застыванием. На рисунке 2.2 показано изменение статического напряжения сдвига нефтей (напряжение, при котором происходит разрушение внутренней структуры нефти при сдвиге) в зависимости от температуры. Измерения выполнены после предварительного нагрева образца нефти до температуры 50 С или 80 С, термостатирования при указанной температуре в течение 15 минут с одновременным перемешиванием нефти на максимальных оборотах измерительного цилиндра реовискозиметра, последующего охлаждения до температуры измерения и термостатирования в течение 40 минут. Методика измерений позволяет «стереть память)) исследуемого образца нефти на предыдущие воздействия (тепло, механические нагрузки) и месторождения «Белый Тигр» при температуре нагрева нефти 50...60 С
Выбор температуры предварительного нагрева нефти произведен с учетом возможности обработки нефти депрессорными присадками при вводе их перед нефтегазовым сепаратором (50...60 "С) или на прием НКТ в скважинах (80...90 С). На рисунке 2.3 показано изменение статического напряжения сдвига нефтей при предварительном нагреве их до температуры 50...90 С.
Общие сведения о месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон».
Месторождение «Белый Тигр» расположено в пределах блока 09 конти нентального шельфа юга Вьетнама в 100 км от берега ив 120 км к юго-востоку от порта г. Вунгтау, где размещена производственная база «Вьетсовпетро» (рисунок 3.1).
Площадь месторождения «Белый Тигр» составляет 182 км2. Глубина моря в пределах месторождения около 50 м. По состоянию на 01.01.2000 г. на ме I сторождении «Белый Тигр» построено 10 МСП, ЦТП-2, 7 БК. Нефть с БК, рас положенных на юге месторождения, поступает в виде газожидкостной смеси на ЦТП-2, на которой производится ее сепарация и откачка на УБН. Механизированным способом эксплуатации на месторождении «Белый Тигр» является газлифт. С 1997 года начато внедрение газлифтного способа эксплуатации скважин. Для нужд газлифта и обеспечения подачи газа на берег в 1997 г. по I строены газлифтная компрессорная станция на 1,8 млн.м3/сут с рабочим давле нием 10 МПа, центральная компрессорная платформа на 4,8 млн.м3/сут с рабочим давлением 12,5 МПа и система газопроводов. С 1955 года под собственным давлением, а с 1997 года при помощи компрессоров, добываемый попутный газ с месторождения по газопроводу подается на берег на электростанции «Бария» и «Фуми».
Поддержание пластового давления на месторождении осуществляется
закачкой в пласт подготовленной морской воды. Построена централизованная система ППД мощностью 50 тыс. м3/сут, кроме того, на всех МСП имеются локальные установки ППД. Среднесуточный объем закачки воды превышает 55 тыс.м /сут.
Основными объектами разработки месторождений СП «Вьетсовпетро» являются миоцен, олигоцен и фундамент. Динамика добычи нефти по объектам ив целом по месторождению показана в таблице 3.1 t На рисунке 3.2 показана тенденция увеличения обводненности по всему месторождению. К началу 2000 года обводненность достигла 6,4 %, причем за 1990 год увеличилась на 3 %, т.е. за один год обводненность возросла в два раза. о cs гзиі шэозйгиж и ихфэн BhNgoft Кроме месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро» в 1994 году ввело в опытно-промышленную эксплуатацию месторождение «Дракон». На данном месторождении построена платформа «RP-1» и блок-кондуктор «RC-1».
Система внутрипромыслового транспорта, подготовки и отправки нефти месторождения «Дракон» связана подводными трубопроводами с системой обустройства месторождения «Белый тигр» с использованием ЦТП-2, УБН и других его объектов. Расстояние между месторождениями составляет более 30 км.
Транспорт крупнотоннажных грузов от береговой производственной базы до объектов в море осуществляется с помощью транспортно-буксировочных судов (ТБС), а небольших грузов и обслуживающего персонала - на вертолетах с аэропорта г. Вунгтау.
Климат района тропический, муссонный, с дождливым летом (при температуре 25+32 С) и сухой зимой (при температуре 22+30 С). Летом в сезон aюго-западного муссона (с июня по сентябрь) часто идут кратковременные, но обильные дожди со шквальным ветром скоростью до 25 м/сек. Влажность воздуха возрастает до 87+89 %. Зимой (с ноября по март) господствует северовосточный муссон с сильными (до 20 м/сек) ветрами, образующими волны высотой до 5+8 м. Нередки тайфуны со скоростью ветра до 60 м/сек и высотой волн до 10 м.
Температура воды на дне моря в течение года меняется от 22 до 29 С, а соленость воды - от 33 до 35 г/л. Морские течения подвластны режиму мус-сонных ветров и приливно-отливным процессам. Скорость течения на глубине 15+20 м достигает 0,85 м/сек, а в придонном слое изменяется от 0,2 до 0,3 м/сек.
Удаление парафиновых отложений в трубопроводах
С начала эксплуатации месторождения и до настоящего времени наблюдаются образование пристенного слоя парафина в трубопроводах. При опреде ленных условиях движения парафинистой нефти по теплоизолированному тру бопроводу создаются условия для накопления отложений асфальтосмолопара-финовых компонентов. Такие отложения толщиной до 13 мм обнаружены в процессе ремонта нефтепровода МСП-8 - УБН-2 и других.
При транспорте высокопарафинистых нефтей в системе нефтегазосбора парафиновые отложения снижают производительность вследствие уменьшения живого сечения трубопроводов, увеличивают гидравлические сопротивления. При этом возникает необходимость очистки внутренней полости промысловых трубопроводов от отложений парафина.
В работах [33, 34] предлагается высокопарафинистую нефть подвергать электроискровой обработке, предварительно осуществив отбор газа. Но как показали исследования, электроискровая обработка энергоемка, а для отбора газа требуется дополнительные затраты.
В работе [34] для очистки внутренней полости трубопровода авторы предлагают формировать гелеобразную композицию на основе водорастворимого полимера. Применение гелеобразной композиции не позволяет осуществить удаление твердых (прочных) парафиновых отложений.
На практике нефтепроводы для удаления мягких отложений промывают. морской водой. Например, нефтепровод R-2 -RP-1 протяженностью 18 км ежемесячно промывают морской водой в течение 24 часов. При каждой промывке закачивается более 2000 м кислородосодержащей воды. Часть ее не может быть вынесена и усиливает процессы коррозии.
Автором на уровне изобретения разработан способ очистки нефтепромысловых трубопроводов от парафиновых отложений.
Для этого в трубопроводе формируют две пробки из гелеобразной ком Ш позиции на некотором расстоянии друг от друга, а свободное пространство между ними заполняют широкой фракцией легких углеводородов, полученных гидроциклонированием.
При этом достигается следующий технический эффект.
При движении в трубопроводе гелеобразной композиции осуществляется удаление парафиновых отложений, но наиболее твердые (прочные) парафины частично остаются на внутренней поверхности трубопровода, а с помощью широкой фракции легких углеводородов удается эффективно осуществить процесс отмывки твердых парафиновых отложений.
Как было сказано выше, гелеобразная композиция, сформированная на основе водорастворимого полимера, со временем саморазрушается при утилизации, и, что основное, не требуется сооружения металлоемких камер пуска и приема гелеобразной композиции.
В нефтегазодобывающем управлении на одном из промыслов на выкидной линии скважины были проведены исследования. В результате было установлено, что если до проведения экспериментов давление в начале трубопровода было 1,5 МПа, то после очистки выкидной линии предлагаемым способом давление стало в пределах 0,7 МПа. Таким образом, эффективность применения гелеобразной композиции не вызывает сомнения. В итоге это позволило восстановить первоначальную производительность.
Выводы по разделу
1. На месторождении «Белый Тигр» несмотря на снижение добычи нефти, продолжается рост загруженности трубопроводов и промыслового транспорта продукции скважин, растет вязкость водонефтяных эмульсий, которая достигнет максимальных значений при обводненности 68 % в 2013 году.
2. Характер зависимости реологических свойств водонефтяной эмульсии от обводненности позволяет обосновать необходимость применения технологии сброса воды на МСП.
3. Профиль подводных трубопроводов, имеющих два вертикальных участка (нисходящий и восходящий), препятствует выносу воды из трубопрово дов, ухудшают структурные формы течения газожидкостных смесей, ухудшают процесс сепарации нефти от газа.
4. Разработано устройство, которое позволяет готовить газожидкостную смесь к расслоению на входе в сепаратор и осуществлять раздельный ввод газовой и жидкой фаз в сепарационную емкость, устранять гидравлические удары и пульсации в системе трубопровод сепаратор.
5. Предложена технология транспорта высокопарафинистых нефтей при температуре ниже температуры кристаллизации парафина, т.е. без нагрева на промежуточных насосных станциях.
6. Разработан способ очистки нефтепромысловых трубопроводов отложений с помощью гелеобразной композиции. 4
Обоснование необходимости сброса воды в системе сбора нефти
Для повышения эффективности работы установок подготовки нефти и снижения затрат на нагрев эмульсии на многих нефтяных месторождениях при высокой обводненности добываемой продукции широко применяется предварительный сброс пластовой воды. Эта технологическая операция бывает вызвана неспособностью действующих установок справляться с возрастающим объемом поступающей жидкости [79].
В настоящее время для нейтрализации воздействия сточных вод на окружающую среду применяется закачка в глубокие поглощающие горизонты и заводнение продуктивных коллекторов для ППД.
Наиболее приемлемым с экологической и экономической позиций является заводнение продуктивных горизонтов.
В отечественной и зарубежной практике накоплен опыт захоронения промысловых сточных вод в глубокие поглощающие горизонты. Они должны иметь значительное площадное распространение, высокие емкостные и фильтрационные характеристики, быть приуроченными к зоне застойного или замедленного гидродинамического режима, обладать выдержанными водоупо-рами, исключающими гидравлическую связь пласта-коллектора с другими водоносными горизонтами. Обязательным условием должны быть совместимость составов пластовых и закачиваемых вод. В противном случае происходит отложение солей в призабойной зоне нагнетательных скважин, что отрицательно сказывается на их приемистости. Участки размещения нагнетательных скважин необходимо располагать за пределами сейсмически активных районов.
Наиболее рациональное использование вод, добываемых вместе с нефтью, возможно при заводнении продуктивных горизонтов для поддержания пластового давления. Применение системы ППД позволяет повысить нефтеотдачу пластов и темпы отбора нефти и, как следствие, сократить срок разработки месторождения. Особое внимание следует уделить биологической и химической совместимости закачиваемых и подземных вод. Применение пресных вод для заводнения нефтяных коллекторов способствует развитию микробиологических процессов и, как следствие, заражению продуктивных пластов аэробными и анаэробными бактериями. Скорость формирования микробиологического со общества в призабойных зонах нагнетательных скважин зависит от физико химических условий пласта и количества закачиваемой воды, содержащей кислород. В среднем этот период времени исчисляется несколькими месяцами, реже первыми годами от момента начала разработки месторождений с ППД.
Наибольшую опасность в связи с высокой коррозийной активностью представляют сульфатвосстанавливающие, нитрофицирующие тионовые и железобактерии. Среди разнообразных групп микроорганизмов, обнаруженных в попутных водах, следует отметить сульфатвосстанавливающие бактерии, содержание которых достигает нескольких миллионов клеток в 1 мл воды.
Оптимальными условиями для жизнедеятельности этого типа бактерий являются близкая к нейтральной реакция водной среды, отсутствие или минимальное содержание свободного кислорода, минерализация воды в пределах 10-100 г/л, температура 20-40 С. Именно они обуславливают процесс восста новления сульфатов, который ведет к накоплению сероводорода и усилению явлений коррозии нефтепромыслового оборудования.
