WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Общий уровень добычи жидких углеводородов определен в 13 млн. т/год. Между нефтью и газом установлено соотношение 2:1. Скважины, эксплуатирующие разные объекты, подключаются через шлейфы к единым для каждой из 4-х УКПГ блокам входных ниток. Система подключения скважин и система межпромысловых трубопроводов обеспечивает поставку на УПН необходимого количества сырья определенного состава. Продукция скважин, эксплуатирующих III объект, полностью поступает на УПН. Приводится характеристика подземных вод и поглощающего горизонта, куда после очистки от мехпримесей и нефтепродуктов должны закачиваться промстоки.

Во второй главе представлен аналитический обзор методов и технологических схем подготовки нефти и очистки сточных вод при обработке продукции скважин с высоким содержанием кислых газов, дана оценка технологического уровня и экологической безопасности.

При невысоком содержании кислых газов (до 8 % мольн.):

- при правильно проведенной сепарации основная часть кислых газов удаляется из нефти, а полученный газ подлежит очистке от сероводорода;

- после разгазирования в нефти остается концентрация сероводорода, не влияющая на процессы обезвоживания и обессоливания;

- процесс обезвоживания производится в термохимическом отстойнике, а обессоливания – в электродегидраторе;

- между ступенями сепарации в нефть подается промывочная вода в количестве от 10 до 20 % от объема нефти.

Окончательная очистка нефти от сероводорода и углекислого газа производится физико-химическими или химическими методами.

Физико-химические методы подразделяются на следующие:

- одноступенчатая сепарация нефти при минимальном давлении и повышенной температуре («горячая» сепарация);

- продувка нефти газом, не содержащим сероводорода;

- десорбция кислого газа из жидкости или стабилизация последней.

При подготовке продукции скважин с высоким содержанием кислых газов (от 8 до 18 % мольн.) технологический процесс значительно усложняется. С такими нефтями столкнулись при обустройстве месторождений Тенгиз и Жанажол.

В главе представлен обзор технологических схем подготовки нефти и очистки сточных вод, предложенных несколькими иностранными фирмами и российскими проектными организациями для обустройства этих месторождений, реализующих различные методы и их комбинации удаления кислых газов и использующих разное оборудование. Это интенсификация выделения газа на конечной ступени сепарации: увеличение числа ступеней сепарации; введение дополнительных технологических элементов (АВР, стабилизационная или отпарная колонна, десорберы), реализующих различные методы разделения (отдувка газом, острым паром) и температурный режим.

Выбор технологической схемы в каждом конкретном случае определяется качественным и количественным составом добываемой продукции, энергетическим потенциалом и требованиями потребителя по остаточному содержанию сероводорода и других соединений серы.

Нефти месторождения Карачаганак имеют содержание кислых газов до 10 % мольн., в т.ч сероводорода до 5 % мольн. Выбор технологической схемы подготовки нефти и очистки сточных вод определялся следующими базовыми требованиями и сопутствующими условиями:

- остаточная массовая доля воды не более 0,5 %;

- остаточная концентрация хлористых солей 40 мг/л;

- давление насыщенных паров 350 мм рт.ст.;

- остаточное содержание серы ограничивается требованиями заказчика, оптимальной считается 70 ррм;

- нормирование содержания меркаптанов не производится.

На основе исследований физико-химических свойств нефти и воды, представленных во втором и третьем разделах, были разработаны схемы, позволяющие учесть недостатки и реализовать выявленные возможности, обеспечить уровень подготовки, превышающий базовый, наметить пути совершенствования. Они отличаются высокой степенью надежности и экологической безопасности и обеспечивают:

- раздельный вход нефти из систем сбора с разным давлением сепарации;

- промежуточный подогрев нефти перед ступенями сепарации;

- увеличение числа ступеней обезвоживания и обессоливания до трех, что обеспечивает остаточное содержание хлористых солей 10 мг/л;

- применение в качестве промывочной воды стоков ЭЛОУ НПЗ;

- три контура циркуляции дренажной воды на вход ступени, что позволяет снизить ее удельный расход с 10…20 % до 3…5 % на нефть;

- применение стабилизационной колонны с полной утилизацией тепла отводимой товарной нефти;

- вывод всей дренажной воды из одного аппарата;

- применение на начальных ступенях процесса пароподогревателей, что придает схеме технологическую гибкость, облегчает пуск установки;

- глубину очистки нефтесодержащих сточных вод в два раза превышающую установленные требования.

В связи с общим усилением требований к охране окружающей среды в главе представлен перечень мероприятий, который рекомендуется учитывать при выборе технологических схем и процессов при подготовке нефти газа и воды на центральных пунктах сбора нефтедобывающих месторождений. Важнейшие из них реализованы в разработанных для Карачаганакского месторождения технологических схемах.

В главе дается методика расчета эффективности внедрения природоохранных мероприятий.

В третьей главе представлены результаты исследования физико-химических характеристик проб нефти и конденсата, устойчивости водонефтяных эмульсий в зависимости от свойств, компонентного состава и применяемых в системе сбора и подготовки реагентов.

Установлено:

1. Рассматриваемая нефть относится к высокосернистым, малосмолистым, парафинистым нефтям, а конденсат – к легким сернистым и парафинистым жидким углеводородам. Жидкости имеют сравнительно низкие эмульгирующие свойства.

2. Конденсат не обладает пленкообразующими свойствами, а нефть проявляет слабые пленкообразующие свойства. Добавление конденсата к нефти усиливает ее пленкообразующие свойства, что способствует образованию стойких эмульсий. Эмульсии пластовой воды с нефтью, конденсатом обладают низкой агрегативной устойчивостью. Эмульсии воды со смесями нефти с конденсатом обладают большей устойчивостью, чем эмульсии воды с нефтью или конденсатом. Это отражается на коэффициентах вязкости эмульсий. На рисунке 1 показаны измеренные значения кинематических коэффициентов вязкости эмульсии пластовой воды со смесью нефти и конденсата в соотношении 2:1.

3. Нефть и конденсат имеют низкие значения удельной проводимости, что создает благоприятные условия для эффективной электродеэмульсации и использования электродегидраторов для обессоливания. На рисунке 2 - показана зависимость удельной электропроводности от температуры для нефти скважины 139, газового конденсата и их смесей.

1 – смесь нефти с конденсатом (безводная);

2 – смесь нефти с конденсатом (обводненность 10-30 %)

Рисунок 1 – Зависимость вязкости от температуры смеси нефти
с конденсатом в соотношении 2:1

1 – нефть; 2-5 – смесь с содержанием нефти

80, 60, 40, 20 % соответственно; 6 – газовый конденсат

Рисунок 2 – Зависимость удельной электропроводности от температуры для нефти скважины 139, газового конденсата и их смесей

4. Эмульсии нефти, конденсата и воды являются относительно неустойчивыми и разрушаются с применением простого нагрева до 60 оС до 2…, 5 % по остаточной обводненности. Данные приведены в таблицах 1,2.

Таблица 1 – Устойчивость эмульсий нефти и ее смесей
с газовым конденсатом (температура 20 0С)

Соотношение

нефть: конденсат

Количество выделенной воды из эмульсий (%) с начальной обводненностью (%) в параллельных опытах

10

20

30

1:0

2:1

1:1

1:2

80; 78; 82

22; 33

31; 54; 48

31; 27

98; 90

81; 82

78; 85

86; 80

90

88

78

89

Таблица 2 – Устойчивость эмульсий нефти и ее смесей

с газовым конденсатом (температура 60 0С)

Соотношение

нефть: конденсат

Количество выделенной воды из эмульсий (%) с начальной обводненностью (%) в параллельных опытах

10

20

30

1:0

2:1

1:1

1:2

86; 80

75; 89

61; 86; 75

99; 97

98; 90

81; 93

99; 91

76; 96

94

90

99

99

5. По мере старения эмульсий их устойчивость увеличивается, что требует специальной обработкой деэмульгаторами. Ввод деэмульгатора, следует рассредоточить по технологической схеме в направлении уменьшения времени старения эмульсии.

Для предотвращения образования стойких эмульсий в насосах, устанавливаемых в системе сбора и подготовки, предложен апробированный и эффективный метод, исключающий передиспергирование капель при прохождении через насос и осуществляющий попутное разрушение перекачиваемой эмульсии.

В четвертой главе рассмотрены вопросы использования пресных вод при подготовке нефти, очистки сточных вод.

В результате выполнения теоретических модельных расчетов и экспериментальных исследований были выявлены оптимальные условия для достижения кондиции по обезвоживанию и обессоливанию нефти с использованием электродегидраторов, включающие следующее:

- необходимость применения двухступенчатого обессоливания;

- циркуляция на каждой ступени 15 % собственной воды. Необходим ввод в систему пресной воды и балансовое количество оборотной воды в количестве, не превышающем 5 % между 2 и 1 ступенями обессоливания;

- ввод оптимального типа реагента-деэмульгатора в количестве не более 50 мг/л является обязательным как для обеспечения полноты процесса обезвоживания, так и показателей обессоливания;

- учитывая, что значительная часть солей КНГКМ находится в трудноизвлекаемой форме, температура процесса должна быть не ниже 70…75 оС;

- необходимая полнота разделения эмульсии требует применения интенсифицирующих факторов. Наиболе эффективным является электрическое поле. Дополнительным фактором интенсификации обессоливания может служить добавка к промывочной воде ингибитора солеотложения.

С целью совершенствования технологии подготовки нефти предложен ряд технологических приемов и схем. Для предупреждения образования и удаления солеотложений рекомендуется применять ингибиторы солеотложений, вводить которые необходимо до точки кристаллизации неорганических солей. Рекомендовано ввод осуществлять одновременно с ингибитором коррозии и гидратообразования на забой скважины.

Для усиления ингибирующего эффекта можно использовать многокомпонентные ингибиторы - смеси ингибиторов солеотложений с поверхностно-активными веществами.

Для предотвращения образования стойких эмульсий, твердых отложений и взвесей предложена система предварительного сброса воды на месторождениях.

Для интенсификации процессов отделения газа, воды и механических примесей и газа из дренируемой воды, сохранения легких, наиболее ценных углеводородных компонентов нефти, предотвращения потерь нефти и газа и загрязнения окружающей среды, в систему предварительного сброса пластовой воды на промыслах предлагается ввести трехпродуктовый мультигидроциклон. На рисунке 3 показана усовершенствованная установка предварительного сброса пластовой воды.

Применение мультигидроциклонов и инжектора в системе предварительного сброса пластовой воды приводит к значительному улучшению качества товарной продукции: по содержанию воды в нефти, свободного газа в нефти, механических примесей при одинаковой производительности. При этом качество воды улучшается до значений, пригодных к закачке в нагнетательные скважины без дополнительной очистки.

Рисунок 3 – Установка предварительно сброса пластовой воды

В главе рассмотрены вопросы защиты гидротехнических сооружений и оценки загрязнения подземных вод в нештатных ситуациях.

Очистка сточных вод на промыслах является одним из важнейших элементов общей технологической схемы. По всем видам очистки действуют установленные требования, определяющие их качество, разработаны технологии и технические средства. Надзор экологических организаций за качеством очистки осуществляется постоянно и строго. Авторами предложено устройство для флотационной очистки сточных вод от нефтяных включений

Однако источником загрязнения могут быть поверхностные воды, накапливающиеся в гидротехнических сооружениях, в результате их промыва, например, талыми водами. Автором предложены способ и устройство, показанное на рисунке 4, для защиты территории от затопления, включающее сооружение защитной дамбы, образующей преграду для воды, из эластичных соединяющихся контейнеров, устанавливаемых пирамидально и заполненных наполнителем - местной водой, подаваемой и откачиваемой передвижными насосами. Способ и устройство защищены патентом на изобретение Республики Казахстан.

Рисунок 4 – Устройство для защиты территории от затопления

Однако загрязнение водного бассейна возможно не только в результате некачественной очистки сточных вод или размыва защитных дамб гидротехнических сооружений. Такая опасность существует в результате неестественного контакта подземных вод с нефтью при авариях на трубопроводах и других разливов нефти и нефтепродуктов. Оценка времени, в течение которого нефть может достигнуть уровня подземных вод, является важным элементом в определении сроков устранения последствий аварии. Автором дана расчетная формула для определения глубины проникновения нефти в грунт

,

разработана математическая модель для расчета времени загрязнения подземных вод в результате аварийного разлива.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»