Лактыбай Очистка. Содержание введение Геологическая часть
 Скачать 437.5 Kb.
|
|
1.4 Свойства и состав нефти, растворенного газа и воды Физико- химические свойства нефти изучены на настоящее время по 3 глубинным и 35 поверхностным пробам. По данным исследований нефть месторождения Лактыбай легкая. Плотность нефти в пластовых условиях 0,7114 г/см3, выход светлых фракций, выкепающих при температуре 200С до 34% . Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 9,95-20,85 товарной характеристике нефть малосернистая (массовое содержание серы 0,02-0,45%), парафинистая (0,2-10,36%) метана - нефтяного состава (68,7% - 78,08%), с малым содержанием асфальтенов (0,06-2,6%). Содержание смол колеблется от 2,56% до 16%, ароматических от 19,53% до 27,75%. Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется от 0,8135г/см3 (СКВ №34) до 0,8686г/см3 (СКВ №15). Нефть маловязкая, кинематическая вязкость при 20С от 6,52 сст до 31,81 сст (табл.5). О составе растворенного в нефти газа дает представления анализ пробы, отобранной из СКВ №16. По своему составу газ содержит тяжелых гомологов метана 54,5%, метана 42,55%. Содержание азота 2,28%. Газ тяжелый, плотность 1,217 Плотность воды по глубиной пробе составила 1,005г/см3 3 минерализация 9,9г/л. 1.5 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов В результате сопоставления разрезов верхней карбонатной толщи установлено наличие трех продуктивных пачек коллекторов (сверху вниз пачки (А, Б, В), по которым представлен подсчет запасов газа, конденсата и нефти. В стратиграфическом отношении пачки "А" и "Б" приурочены к Гжельскому и Касимовскому ярусам верхнего карбона. В пределах северного купола структуры в районе скв. 10, 13 и 50 выделена четвертая пачка "В’", продуктивность которой имеет ограниченное распространение. Литологические породы всех пачек представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями. Известняки органогенно - обломочные, детритованные, органогенно-колековатые, микрокристаллические, редко псевдоолитовые. Известняки органогенного происхождения наиболее характерны для верхней пачки "А" (гжельский ярус). Это серо-цветные породы, состоящие из органических остатков и детрита (фораминиферы, водоросли, брахиолоды, иглокожие и др.) сцементированных кальцитом различной зернистости. Перекристаллизация чаще всего охватывает цементирующую часть известняков. Основную емкость пород представляют вторичные поры выщелачивания и перекристаллизации.Поры неправильной, щелевидной , заливообразной, полигональной формы. Размеры пор.) 0,005 - 0,5 мм, реже до 1.0 мм, каверзные 1-5 мм. Стилолитизация и трещиноватость развиты слабо. Микрокристаллические известняки в различной степени заглинизированы, однородные, в основном плотные, участками перекристаллизованые до мелко среднезернистых, с резкими органическими остатками. Вторичная пористость развита слабо, стилолитизация и трещиноватость- несколько шире, чем в органогенных известняках. Микрокристаллические известняки встречаются в виде маломощных прослоев среди органогенных известняков, а также образуют самостоятельные пачки в низах гжельского яруса. Доломиты широко распространены в разрезе продуктивных пород. Это однородные массивные буровато-серые породы, часто с пятнами от пропитывания битумом, кавернозно-пористые с редкими микро трещинками и стилолитами. Доломиты вторичные метасамотически замещают известняки. Замещение развито преимущественно в отложениях касимовского и мячковского горизонтов (пачки В и Б) Пористость, проницаемость, начальные нефтенасыщенность и газонасыщенности. Пачки «А», «Б»и «В» верхней карбонатной толщи удовлетворительно освещены керновым материалом. По пачке А выполнено 34 определения пористости и проницаемости -8 Mq. Пористость определялась также по НТК в скважинах. Среднее значение пористости по НТК близко к керновым определениям. Для проектирования принимается пористость, равная 12%, и проницаемость - 8 Mq. Нефтенасыщенность, определяемая по промыслово-геофизическим, равна 80%. По пачке Б исследовано 215 образцов на пористость и 186 образцов на проницаемость по 7 скважинам. Среднее значение пористости равна 13,7%, а проницаемость - 171 Mq . Пористость, определенная по НТК, равна 13,8%. Нефтенасыщенность равна 87%. Эти параметры и принимаются для проектирования. По пачке В выполнено 164 определения пористости и 82 определения проницаемости . Среднее значение пористости составляет 10,2 %, а проницаемости- 175 МД. По НТК пористость определялась по 12 скважинам. Всего выполнено 65 определений. Среднее значение пористости составило 11%. Учитывая, что керн исследовался лишь по 6 скважинам, а геофизические определения пористости проводились по 12 скважинам, для пачки В пористость принимается по НТК, равной 11%. Проницаемость принимается равной 175 МД, а нефтенасыщенность 86%. Пачка В! керном не охарактеризована. Все параметры по ней принимаются по аналогии с пачкой «В». Нижняя карбонатная толща изучена недостаточно. Пористость определялась по образу одной скважины. Определений проницаемости нет. 2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Выбор скважин на месторождении Лактыбай На месторождении пробурены 9 скважин (N914,15,16,27,28,32,34,36,37).из которых 3 скважины (N 915.16и 2Х) ликвидированы по геологическим причинам. Остальные находятся в консервации. Поисковая скважина N914 находящаяся в пределах 2 блока в центре структуры по верхневезийским отложениям при достигнутом забое 4191 м дала небольшой фонтанный приток нефти . Поисковые скважины N915 и 16 находящиеся в восточной части структуры за зоной выклинивания коллекторов при забоях 4382 м и 4436 м соответственно при опробовании дали пленки нефти, скважины были ликвидированы по техническим причинам . Поисковая скважина N 927находящаяся в пределах 11 блока структуры по верхневизейским отложениям при. достигнутом забое 4331 м дала фонтанный приток нефти. Поисковая скважина N928находящаяся на северо-востоке структуры за зоной выклинивания коллекторов при забое 4567 м дала небольшие притоки пластовой воды. Скважина ликвидирована по геологическим причинам. Поисковая скважина N932и34 находящаяся на западе структуры за сбросом при забое 5090м и 4988м соответственно дали хорошие фонтанные притоки нефти. Поисковая скважина N936находящаяся на севере структуры за зоной выклинивания коллекторов при забое 4208 м оказалась сухой при испытании объектов в настоящее время скважина находится в консервации. Поисковая скважина N937находящаяся в центре структуры при забое 4171 м дала фонтанные притоки нефти. . Таким образом, II продуктивный горизонт будет эксплуатироваться четырьмя пробуренными разведочными скважинами на двух блоках: на 1 блок одной скважиной N934 , на II блоке - тремя скважинами N914,27,37. Эксплуатаuия 1 продуктивного горизонта будет осуществляться через одну скважину - N932. Для уточнения геологического строения IV горизонта, определения размеров залежей нефти и водонефтяных контактов ,а также перепада оценочных запасов нефти категории С2 в промышленную категорию С1 проектом предусматривается бурение двух разведочных скважин (N938,39)с последующим подключением их в пробную эксплуатацию Исходные геолого-физические характеристики объектов и техническое состояние скважин приведены в табл. 2.2 Анализ состояния системы ППД Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов. При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным из теоретических вопросов и до сих пор решенных не полностью, являются достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном контроле и регулировании процесса. При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико-химическими характеристиками: плотностью, вязкостью, коэффициентом поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон. Коэффициент нефтеотдачи месторождения, к максимальной величине которого должен стремиться технолог, зависит от всех вышеназванных факторов. Накопленные к сегодняшнему дню материалы позволяют оценить влияние каждого из них. Значительное место в эффективности процесса ППД занимает размещение скважин на месторождении. Они определяют картину заводнения, которое подразделяется на несколько видов. Поддержание пластового давления, появившееся у нас в стране вначале под названием законтурного заводнения, получило повсеместное распространение. Сегодня оно является вторичным способом добычи нефти (каким оно именовалось вначале), а непременным условием рациональной разработки залежей с первых дней закладывается в проекты разработки и осуществляется на многих месторождениях страны. На месторождении в разные годы проводились крупные эксперименты по опытно-промышленному испытанию методов увеличения нефтеотдачи. В свою очередь, централизованная система ППД подразделяется на групповую и лучевую. При групповой системе несколько скважин снабжаются одним нагнетательным трубопроводом: разновидностью групповой системы является применение распределительных пунктов (РП), в этом случае группа скважин подключается непосредственно к РП. При лучевой системе от насосной станции к каждой нагнетательной скважине подводится отдельный нагнетательный водовод. Автономная система включает в себя водозаборное сооружение, станцию подъема, нагнетательную насосную станцию, нагнетательную скважину. Водозаборное сооружение является источником водоснабжения: здесь осуществляется добыча воды для целей закачки в пласт. Водозаборы подразделяются на: а) подрусловые; б) открытые. В подрусловых водозаборах вдоль русла рек бурятся подрусловые скважины глубиной 12…15 м и диаметром 300 мм до водоносного горизонта. Подъем воды производится спускаемым в скважину артезианским или электрическим насосом. В сифонных водозаборах откачка воды из скважин производится под действием вакуума, создаваемого специальными вакуум-насосами в вакуум- котле, и откачка поступающей в них воды насосами на насосную станцию П подъема и объекта закачки. В открытых водозаборах насосный агрегат устанавливается вблизи водоисточника и откачивает из него воду на объект закачки. Могут применяться заглубленные насосные станции с расположением насосов ниже уровня реки. В последние годы все большую долю закачиваемой в пласт воды занимают сточные воды, которые проходят очистку на специальных сооружениях и ими же откачиваются на объекты закачки. Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины. 3.1 Новая техника и технология очистка сточных вод Нефтепромысловые сточные воды представляют собой разбавленные дисперсные системы плотностью 1040—1180 кг/м3, дисперсионные среды которых - высокоминерализованные рассолы хлор-кальциевого типа (хлорид натрия, хлорид кальция). Дисперсные фазы сточных вод — капельки нефти и твердые взвеси. При извлечении из недр продукции скважин пластовая вода, находящаяся в эмульгированном состоянии, практически не содержит каких-либо загрязнений: примеси не превышают 10—20 мг/л, но после расслоения эмульсии на нефть и воду содержание диспергированных частиц в отделяемой воде сильно растет: нефти — до 4—5 г/л, механических примесей — до 0,2 г/л. Объясняется это тем, что в результате снижения межфазного натяжения на границе нефть—вода вследствие введения в систему реагента-деэмульгатора и турбулизации расслоенного потока интенсифицируется диспергирование нефти в воде, а также отмыв и пептизация различных шламовых отложений (продуктов коррозии, глинистых частиц) с внутренней поверхности трубопроводов. Кроме того, в аппаратах-водоотделителях накапливается промежуточный слой, состоящий из капель воды с неразрушенными бронирующими оболочками, агломератов твердых частиц, механических примесей, асфальтосмолистых веществ и высокоплавких парафинов, микрокристаллов солей и других загрязнителей. По мере накопления часть промежуточного слоя сбрасывается с водой, и значительное количество загрязняющих примесей переходит в водную среду. В результате смешения вод различного химического состава происходит нарушение сульфатного равновесия, что тоже приводит к увеличению твердого осадка. Сточные воды содержат растворенные газы: кислород, сероводород, углекислый газ, которые интенсифицируют их коррозионую активность, что приводит к быстрому износу нефтепромыслового оборудования и трубопроводов и, следовательно, ко вторичному загрязнению сточных вод продуктами коррозии. В сточных водах содержится закисное железо — до 0,2 г/л, окисление которого приводит к образованию осадка и углекислого газа. Нефтепромысловые сточные воды могут быть заражены сульфатовосстанавливающими бактериями, поступающими с ливневыми водами, способствующими выпадению осадков карбоната кальция и сульфида железа. Наличие в сточной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов. Поэтому перед закачкой сточных вод в продуктивные или поглощающие пласты требуется их очистка. Основными качественными показателями вод, делающими возможным их применение, являются: 1) содержание взвешенных частиц: оценивается характеристикой заводняемого пласта и регламентируется величиной 40…50 мг/л и размером 5…10 мкм; 2) содержание кислорода – до 1,0 мг/л; 3) содержание железа – до 0,5 мг/л; 4) концентрация водородных ионов (рН) – 8,5…9,5; 5) содержание нефти – до 30 мг/л. Пластовые воды с процессе отделения от нефти смешиваются с пресными, с деэмульгаторами, а также с технологической водой установок по подготовке нефти. Именно эта вода, получившая название сточной, закачивается в пласт. Характерной особенностью сточной воды является содержание нефтепродуктов (до 100 г/л), углеводородных газов до 110 л/куб.м., взвешенных частиц – до 100 мг/л. Закачка в пласт такой воды не может проводиться без очистки до требуемых нормативов, которые устанавливаются по результатам опытной закачки. В настоящее время с целью сокращения потребления пресных вод и утилизации добываемых пластовых вод широко применяется использование для целей ППД сточных вод. Вода должна пройти предварительную очистку от мехпримесей (до 3- мг/л) и нефтепродуктов (до 25 мг/л). Наиболее широко распространенный способ очистки – гравитационное разделение компонентов в резервуарах. При этом применяется закрытая схема. Отточная вода с содержанием нефтепродуктов до 500 тыс.мг/л и мехпримесей до 1000 мг/л поступает в резервуары-отстойники сверху. Слой нефти, находящийся вверху, служит своеобразным фильтром и улучшает качество очистки воды от нефти. Мехпримеси осаждаются вниз и по мере накопления удаляются из резервуара. Из резервуара вода поступает в напорный фильтр. Затем в трубопровод подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС. Для накопления и отстоя воды применяют вертикальные стальные резервуары. На внутреннюю поверхность резервуаров наносятся антикоррозийные покрытия с целью защиты от воздействия пластовых вод. Выбор технологической схемы очистки стоков зависит от многих факторов: типа производства, исходного сырья, требований к качеству и объемов очищаемых сточных вод. Выбор очистных сооружений предусматривает комплексную оценку производственных условий: наличие имеющегося очистного оборудования, наличие производственных площадей для модернизации имеющегося и размещения нового оборудования, входящие и требуемые на выходе концентрации загрязняющих веществ и многое другое. Установки по подготовке сточных вод для заводнения нефтяных пластов подразделяются на открытые и закрытые. Сточные воды I в установке по подготовке сточных вод открытого типа , поступающие с установки подготовки нефти, направляются в песколовку 1, где осаждаются крупные механические примеси. Из песколовки сточная вода самотеком поступает в нефтеловушку 3, которая служит для отделения от воды основной массы нефти и механических примесей II. Принцип действия ее основан на гравитационном разделении при малой скорости движения сточной воды (менее 0,03 м/с). При такой скорости движения сточной воды капли нефти диаметром более 0,5 мм успевают всплыть на поверхность. Скопившуюся в ловушке нефть III отводят по нефтесборной трубе и насосом 2 подают на установку подготовки нефти на повторную обработку. После нефтеловушки сточные воды для доочистки от нефти и механических примесей поступает в пруды-отстойники 4, где продолжительность отстаивания может быть от нескольких часов до двух суток. Иногда для ускорения процесса осаждения твердых взвешенных частиц или нейтрализации сточных вод перед прудами-отстойниками к воде добавляют химические вещества: известь, сернокислый алюминий, аммиак и др. После прудов-отстойников содержание нефти в сточной воде составляет 30—40 мг/л, а механических примесей — 20— 30 мг/л. Такая глубина подготовки сточной воды IV обычно достаточна для закачки ее в поглощающие пласты и в этом случае вода через камеры 5 и 6 поступает на прием насосов 7, осуществляющих закачку ее в поглощающие скважины. Закачка воды в нагнетательные скважины требует более глубокой ее очистки. В этом случае сточная вода из камеры 6 насосом 8 направляется в попеременно работающие фильтры 9 и 10. В качестве фильтрующего материала используют кварцевый песок (фракция 0,5—1,5 мм), антрацитовую крошку, керамзитовый песок, графит и др. Сточная вода, поступающая в фильтр, должна содержать нефти не более 40 мг/л и механических примесей не более 50 мг/л. Остаточное содержание нефти и механических примесей после фильтра составляет 2—10 мг/л. Из фильтра очищенная вода V поступает в емкость 11, откуда насосом высокого давления 14 закачивается в нагнетательную скважину. После 12—16 ч работы фильтр загрязняется и поток переключается в другой фильтр, а загрязненный фильтр переключают на промывку. Промывку фильтра проводят очищенной водой, забираемой насосом 13 из емкости 11 и прокачиваемой через фильтр в обратном направлении. Длительность промывки составляет 15 - 18 мин. Вода с промываемой грязью сбрасывается в илонакопитель 12. Установки по подготовке сточных вод закрытого типа предусматривают исключение контакта воды с кислородом воздуха для предотвращения окислительных реакций. По принципу действия установки закрытого типа подразделяются на отстойные, фильтра-ционные, флотационные и электрофлотационные.  Водонефтяная эмульсия I в установке по подготовке сточных вод закрытого типа , поступающая с промысла, смешивается с горячей пластовой водой VII, выводимой из отстойников или подогревателей-деэмульсаторов установки подготовки нефти и содержащей реагент-деэмульгатор, проходит каплеобразователь 1 и поступает в резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром 2, в котором осуществляется предварительный сброс воды. Резервуар-отстойник с жидкостным гидрофильным фильтром выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя воды под слоем нефти. Водонефтяная эмульсия, изменившая свой тип с обратного на прямой в результате смешения с горячей водой с реагентом-деэмульгатором и турбулентного перемешивания в каплеобразователе, поступает в резервуар-отстойник 2 под слой воды через распределитель. Поднимаясь через жидкостный гидрофильный фильтр (слой воды) капли нефти освобождаются от эмульсионной воды. Таким образом происходит предварительное обезвоживание нефти и предварительно обезвоженная нефть II выводится с верхней части резервуара-отстойника 2. Отделившаяся на этой стадии сточная вода III перетекает в резервуар-отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром 3. Этот резервуар-отстойник также выполнен на основе типового вертикального резервуара и имеет сифонное устройство, обеспечивающее поддержание заданного слоя нефти над слоем воды. Сточная вода вводится через лучевой перфорированный распределитель в слой нефти (жидкостный гидрофобный фильтр) и, опускаясь вниз, освобождается от капелек нефти. Уловленная нефть V (ловушечная нефть) собирается в камере, выводится сверху резервуара-отстойника и направляется на установку подготовки нефти. На границе раздела нефть—вода может образовываться слой неразрушаемой эмульсии IV, которая периодически выводится и направляется также на установку подготовки нефти. Вода, прошедшая через слой нефти и освободившаяся от основной части капельной нефти, подвергается еще и отстою в слое воды. Все эти операции обеспечивают достаточно глубокую очистку пластовой воды от капельной нефти, и очищенная вода VI, пройдя емкость 4, насосом 5 закачивается в поглощающие или нагнетательные скважины. Основным аппаратом установок по подготовке сточных вод закрытого типа на принципе фильтрации является коалесцирующий фильтр-отстойник типа ФЖ-2973 , разработанный институтом БашНИПИнефть. Сточная вода предварительно подвергается отстою в горизонтальном отстойнике, а затем через патрубок ввода 6 поступает в приемный отсек В фильтра-отстойника, расположенный в средней части корпуса 3. Из приемного отсека сточная вода через перфорированные перегородки 10 поступает в фильтрационные отсеки Б. Фильтрационные отсеки заполнены коалесцирующим фильтром 5, в качестве которого применяют гранулированный полиэтилен с размером гранул 4—5 мм. Полиэтилен обладает гидрофобным свойством: нефть смачивает его, а вода нет. Поэтому капли нефти, задерживаясь на поверхности гранул, сливаются (коалесцируют) и выходят из фильтрационных отсеков Б в отстойные отсеки А в укрупненном виде. По этой причине в отстойных отсеках происходит быстрое расслоение воды и капелек нефти и нефть выводится сверху через патрубки вывода нефти 1, а очищенная вода — через патрубки 7. Осаждающиеся в отстойных отсеках механические примеси выводятся через патрубки 8. Отстойные отсеки снабжены люками-лазами 2. Загрузка и выгрузка гранулированного полиэтилена в фильтрационные отсеки проводится через люки 4 и 9. При засорении гранулированного полиэтилена осуществляют его промывку подачей в очищенную воду 10—15% дисперсии керосина в течение 30 мин.  |