• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

Методи підвищення ефективності використання видобувних свердловин

Методи розробки нафтових родовищ поділяють на традиційні (природні режими, заводнення природне та штучне, використання газу газової шапки) та підвищення нафтовилучення пластів (збільшення ступеня вилучення нафти), які в різних джерелах у різний час називають новими методами розробки або третинними. Традиційні методи розробки у випадках застосування заводнення або нагнітання газу газової шапки прийнято називати вторинними.

За своїм призначенням та характером дії робочих агентів методи впливу на поклади можна класифікувати як дію на нафту, що залишилася у пласті в макро і мікромасштабах. У першому випадку мети досягають завдяки зниженню в’язкості та збільшенню об’єму нафти, а також підвищенню в’язкості витісняючого агента, гідрофілізації колектора, підвищення фазової проникності для нафти та її зменшення для води.

Не існує універсального методу підвищення нафто вилучення, який усунув би всі причини існування залишкової нафтонасиченості (розчленованість та переривчастість пластів, макронеоднорідність, високі в’язкість і міжфазний натяг на границі нафти і витісняючого агента, молекулярні сили, мікронеоднорідність).

З метою вилучення залишкової нафти у пласті в макромасштабі застосовують фізико-гідродинамічні методи – усі системи заводнення, в тому числі циклічне, зміну напрямків фільтраційних потоків, встановлення оптимальних величин репресій і депресій на продуктивні пласти, часткове зниження пластового тиску нижче тиску насичення нафти газом.

На нафту, що залишилася у пласті в мікромасштабі, з метою підвищення нафтовилучення діють хімічними, газовими і тепловими агентами:

- на застосуванні хімічних реагентів розроблені методи поліпшення ефективності заводнення (розчини поверхнево активних речовин, полімери, луги, кислоти, піни, емульсії) і вилучення залишкової нафти із пластів, дія яких заснована на зниженні між фазного натягу на границі нафти і витісняю чого агента (міцелярно-полімерне заводнення та застосування двооксиду вуглецю);

- газові методи підвищення нафтовилучення (застосування сухого вуглеводневого, збагаченого та скрапленого газу, газу високого тиску, двоокису вуглецю, азоту та інших не вуглеводневих газів, газо водяну дію);

- теплові методи підвищення нафтовилучення (застосування сухого вуглеводневого, збагаченого та скрапленого газу, газу високого тиску, двоокису вуглецю, азоту та інших не вуглеводневих газів, газоводяну дію).

На практиці переважна більшість закінчених буріння свердловин вводиться в експлуатацію без інтенсифікації припливу флюїдів, внаслідок чого знижуються відбори нафти і газу. На родовищах АТ «Укрнафта» при фонді видобувних і нагнітальних свердловин щорічно проводять заходи з метою підвищення продуктивності свердловин, серед яких кислотні обробки (60%), гідравлічні розриви пласта, обробки поверхнево активними речовинами, та ін. Гідропіскостуминна перфорація, миттєві депресії – репресії на пласт (метод змінних тисків) та інші застосовуються рідше. Проте ефективність методів інтенсифікації на родовищах АТ «Укрнафта» в останні роки становить близько 60 %.

Для підвищення методів інтенсифікації припливу флюїдів необхідно детально вивчати геолого-промислові фактори, які істотно впливають на вказані процеси: літологічні та фільтраційно-ємнісні властивості продуктивних горизонтів, характер їхнього нафтогазонасичення і змочуваності порід-колекторів, фізико-хімічні характеристики пластових флюїдів, загальна та ефективна товщина продуктивних горизонтів, розкритих перфорацією, неоднорідність пласта, розміщення об’єкта поблизу водо-нафтового, газо-нафтового і газо-водяного контактів, термодинамічні умови (поточний пластовий тиск, тиск насичення і початку випадання конденсату, температура пласта), режими розробки покладів і характер обводнення продукції.

Теплофізичні методи збільшення нафтовилучення пластів включають нагнітання гарячої води й пару(застосовуються для глибин не більше 1 км внаслідок охолодження води й пару), використовуються на родовищах з підвищеною в’язкістю нафти, там де звичайне заводнення мало ефективне, призводить до збільшення нафтовилучення на 30-35 %, або у два рази порівнянно зі звичайним заводненням.

Методи теплового впливу використовують на пласти нафти підвищеної в'язкості й підвищеним вмістом парафіну. Збільшення нафтовіддачи відбувається за рахунок зменшення в'язкості нафти, випаровування з нафти легких фракцій, витиснення нафти в ненагрітій зоні газами горіння й т.д. Розрізняють електротеплову обробку привибійної зони і паротеплову шляхом нагнітання у привибійну зону пласта теплоносіїв. В останньому випадку прогрівання пласта відбувається за рахунок конвективного перенесення тепла і не обмежується в часі, у зв’язку з чим свердловина тривалий період експлуатується в умовах підвищеної температури. Застосування методу дає змогу досягати значень коефіцієнтів вилучення нафти до 0,4-0,6. Для підвищення ефективності обробки пару необхідно нагнітати швидко, щоб зменшити втрати тепла у стовбурі свердловин. Сприятливими є високі колекторські властивості порід і висока нафтонасиченість покладів. Доцільно вибирати об’єкти із пластами, які не піддаються руйнуванню, з низькою глинистістю, насамперед – пісковиків.

Термофізичні – витиснення нафти шляхом внутрипластового горіння (екзотермічні реакції окислюваннявуглеводнів пластової нафти закачуваними окислювачами). Виникаюча зона екзотермічних реакцій переміщається по пласту, у процесі спалювання частини нафти спрощуються й збільшується витяг залишків нафти із пласта. Збільшення нафтовилучення становить 35-40 % на родовищах з підвищеною в’язкістю нафти при вихідній нафтонасиченості пластів не менше за 50 %.

Методи фізико-хімічного впливу на пласт з метою поліпшення ефективності заводнення (застосування поверхнево активних речовин, полімерів, лугів, кислот) й збільшення нафтовилучення (міцелярні розчини, двоокис вуглецю, газо водяна дія) засновані на використанні хімреагентів, які розчиняються у воді (концентрацією 0,001-0,4 % і більше), яка закачується у пласт під тиском, або утворюють облямівку між нафтою й газом в об’ємі 10-50 % від об’єму порового простору покладу, яка витісняє нафту. Створену облямівку переміщують у пласті нагнітанням технічної води. В результаті розширюється діапазон значень в’язкості пластової нафти, коли стає можливим застосування заводнення. Використання хімреагентів на початку розробки родовищ може підвищити нафтовилучення на 5-17 % порівняно зі звичайним заводненням, на пізній стадії розробки – на 3-4 % (хімреагенти у сильно заводнених пластах адсорбуються на породі заводненої частини пласта і не виконують корисної роботи під час витіснення нафти).

Технології полімерного заводнення спрямовані на збільшенні в'язкості води, яка витісняє нафту, зменшуючи її прорив по високопрониклих частинах пласта й робить заводнення більш ефективним і стабільним. Цей процес підвищує стійкість розділу між водою і нафтою, сприяє поліпшенню витісняючи властивостей води і повнішому залученню всього об’єму покладу до розробки. Метод рекомендується для неоднорідних пластів з підвищеною в’язкістю пластової нафти, з гарно проникними породами-колекторами.

Під час лужного заводнення до закачуваної у пласти води додають каустичну або кальциновану соду, аміак, силікат натрію. У процесі взаємодії лугу з органічними кислотами пластової нафти утворюються поверхнево-активними речовинами, які поліпшують змочуваність породи. В результаті цього підвищуються відмивні властивості води. Метод найбільш ефективний у гідрофобних малоглинистих колекторах.

Витіснення нафти водяними розчинами поверхнево активних речовин. Додавані у воду поверхнево активні речовини поліпшують змочуваність порід, знижують поверхневий натяг води на границі з нафтою. Застосування поверхнево активних речовин доцільно за підвищеної гідрофобності продуктивних горизонтів. Більш ефективними є композиції поверхнево активних речовин з іншими реагентами.

Методи витіснення нафти змішуваними з нею реагентами (вуглеводневими та іншими газами) застосовуються на родовищах з низькою в’язкістю нафти і слабопрониклими колекторами, де звичайне заводнення важко реалізувати з технічних причин. При цьому підвищення нафтовилучення порівняно зі звичайним заводненням становить не більше 5-7 %. Для заводнених пластів ці методи зовсім неприйнятні, але витіснення нафти вуглекислим газом відноситься до ефективних методів вилучення її із заводнених пластів. Двооксид вуглецю можна також нагнітають у пласт у зрідженому вигляді, створюючи облямівку, яку пізніше просувають у глибину покладу технічною водою. Вуглекислота добре розчиняється у нафті, збільшує її об’єм у 1,5-1,7 рази, знижує в’язкість, що поліпшує витіснення нафти з пор. Метод може ефективно застосовуватись на пізніх стадіях розробки покладів зі звичайним заводненням із нафтонасиченістю пластів 35-40 %, низькою в’язкістю нафти і пластовим тиском понад 10 мПа. Нафтовилучення при цьому може бути збільшене на 5-10 %.

Одним з найбільш перспективних методів розробки заводнених родовищ і родовищ з низькою нафтонасиченістю є метод міцелярно-полімерної дії, тобто витіснення нафти із пластів облямівками міцелярних розчинів, просування яких по пласту здійснюється водяним розчином полімеру та водою. Міцелярний розчин об’ємом 10 % від порового простору покладу нагнітають у пласт, вузьку облямівку котрого просувають ширшою облямівкою буферної рідини – розчину полімеру, а останню – технічною водою. Міцелярний розчин складається з легкою вуглеводневої рідини, прісної води, поверхнево активних речовин і стабілізатора. При дії міцел ярного розчину молекули води і нафти можуть взаємно розчинятись (солюбілізація). Такий розчин призначений для вилучення залишкової малов’язкої нафти із заводнених пластів після традиційного заводнення з залишковою нафтонасиченістю понад 25-30 %.

Фізико-гідродинамічні – усі види заводнення (циклічне нагнітання води, зміна напрямків фільтраційних потоків, встановлення оптимальних репресій та депресій на пласти, часткове зниження пластового тиску нижче тиску насичення). Ефективність фізико-гідродинамічних методів на початковій стадії розробки нафтових родовищ може досягати 5-6 % і більше, а на пізній стадії – 1-1,5 %. Близько 90 % нафти видобувалось з родовищ, які розроблялись за допомогою заводнення. Очікується, що найближчим часом превалюючим способом інтенсифікації розробки нафтових родовищ буде метод заводнення.

Гідравлічний розрив пласта – це метод утворення нових або розширення існуючих у газо-, нафто-, водо-насиченому пласті тріщин під дією подаваної в них по ліфтовій колоні труб під тиском речовини (робочої рідини або піни). Для забезпечення високої проникності тріщини заповнюються закріплюючим робочим агентом (наприклад, кварцовим піском). Внаслідок наявності у пласті піску закріплення тріщини не змикаються повністю під дією гірничого тиску і фільтраційна характеристика пласта істотно поліпшується. Процес гідравлічного розриву складається з двох етапів. Перший етап – мінігідророзрив, під час якого нагнітають 20-50 м³ рідини з витратою 1,0-2,5 м³/хв., потім нагнітають 20-70 м³ гелю або іншої рідини розриву з витратою 2,0-3,5 м³/хв., 25-90 м³ аналогічної рідини – пісконосія, 5-15 т закріплювача тріщини і після протискуючи речовину. Тиски на гирлі свердловин змінюються в межах 35-70 мПа. У результаті підвищується продуктивність свердловини й поліпшується здатність до заводнення нафтових пластів. У світовій практиці нафтогазовидобування цей метод займає перше місце серед методів інтенсифікації припливу.

Метод змінних тисків (миттєві депресії – репресії) передбачає створення багаторазових миттєвих депресій – репресій на пласт з метою відновлення та поліпшення фільтраційних властивостей закупореної (забрудненої) прибійної зони. Для цього розроблені спеціальні струминні апарати, в основу дії котрих покладений принцип дії ежектора. Ці апарати особливо ефективні для інтенсифікації припливу в розрізах із високопроникними колекторами. Кількість циклів депресій-репресій залежить від забруднення при вибійної зони пласта і його характеристики, коливається від 4 до 50 циклів. Для інтенсифікації припливу струминні апарати застосовуються у всіх нафтогазовидобувних районах України, а також за кордоном.

Хімічні - кислотна обробка (соляно- і глинокислотні), термогазокислотні, кислотні ванни, очищення при вибійної зони хімічними реагентами. Базуються на хімічній взаємодії соляної і плавикової кислоти з пористим середовищем. Для обробки карбонатних та карбонат містких теригенних колекторів застосовують солянокислі розчини, а для теригенних – глинокислотні. Хімічно активною часткою вказаних розчинів є 10-30 % розчини соляної кислоти та суміші: 10-15 % соляної кислоти і 1-5 % плавикової.

Кислотна обробка – метод збільшення проникності привибійної зони свердловини шляхом розчинення складових частинок породи пласта, а також сторонніх частинок, якими засмічені породи. Вона застосовується для підвищення проникності карбонатних і теригенних (піщаних) колекторів видобувних і нагнітальних свердловин.

У процесів реакції соляно кислотного розчину утворюються розчинні і тимчасово розчинні продукти реакції, тому треба запобігати утворенню нерозчинних осадів (гідроксиди заліза, гіпсу та ін.). Взаємодія глинокислотного розчину із силікатними породами призводить до утворення нерозчинних продуктів (гель кремнієвої кислоти, солі гексафторокремнієвої кислоти та ін.). Типовий кислотний розчин складається з активної частини HCl та HCl + HF, розчинника, інгібітора корозії, стабілізатора і поверхнево-активної речовини. Використовують також загущені кислоти, які уповільнено розчиняють карбонатні породи і більше охоплюють пласти кислотною дією. На практиці застосовують різні способи кислотної обробки – вуглеводнево- і нафтокислотними емульсіями, термохімічною кислотну, термокислотну, пінокислотну. На покладах нафти з високим вмістом асфальтено-смолисто-парафінових відкладів для їх розчинення використовують різні хімічні реагенти.

Вибухові –для інтенсифікації припливу із свердловин застосовують повторну кумулятивну і гідропіскоструминну перфорацію, торпедування в інтервалі залягання пласта, порохові генератори. Вибухові методи застосовують для підвищення продуктивності свердловин, відокремлення пластів, очистки фільтрів, звільнення НКТ і бурильних труб під час аварій тощо.

Вивчають сполучення хімічної обробки забійної зони з гідророзривом, торпедування й перфорацію (прибивання отворів у стінках свердловин на продуктивній ділянці пласта) свердловин, підсилюючи приплив до неї нафти й газу, порохового, термохімічного, теплового й вібраційного впливів.

Газові – для підвищення ефективності способів інтенсифікації припливу, застосовують азот, двоокис вуглецю, газовану кислоту, карбонізовану воду. Двоокис вуглецю використовується як стимулююча добавка до кислотного розчину. Азот застосовується під час проведення гідравлічного розриву пласта і кислотних обробок привибійної зони свердловин. Застосування газованої кислоти найбільш ефективне в умовах слабопроникних теригенних колекторів і низького пластового тиску, а також повторних обробок.

При розробці газових родовищ із високими колекторськими властивостями використовуються свердловини підвищеного діаметра.

Методи впливу на нафтогазоконденсатних родовищах – регулювання відбору нафти й газу нерухомістю границі їх розділу шляхом нагнітання води в цю зону, зворотне нагнітання видобутого газу. Для вилучення конденсату, який випав у пласті використовують вуглеводневі і інші розчинники. Для підвищення газоконденсатовилучення використовують методи:

1. Підвищення газовилучення на газовому і водонапірному режимі.

2. Збільшення конденсато- і вуглеводне вилучення пластів (підвищення конденсатовилучення нагнітанням газу – сайклінг-процес, води, комбінованою дією на пласти).

3. Методи підвищення вуглеводне вилучення газоконденсатних родовищ із нафтовою облямівкою.

Вторинними методами називають заходи або способи впливу на пласти, що забезпечують вилучення залишкової нафти з покладів, виснажених на початкових стадіях розробки.

Після першого етапу розробки нафтових родовищ основні об’єми нафти та розчиненого газу видобуті. Кінцеве нафтовилучення покладів, становить 10-50 %, тому підвищення нафтовилучення пластів вироблених родовищ на декілька відсотків від досягнутої величини набуває великого економічного значення і може бути рівнозначним відкриттю нових покладів нафти. На пізніх стадіях розробки застосовуються: циклічне нагнітання води, зміна напрямків фільтраційних потоків, підвищення тиску нагнітання, облагороджування закачуваної води додаванням поверхнево активних речовин, згущувачів, створення кислотних облямівок.

Нагнітання газу та повітря у виснажені поклади не отримало поширення у зв’язку з низькою ефективністю.

Відбувається постійне погіршення якості запасів, пов’язане з низькопроникними колекторами, нафтогазовими покладами з великими підгазовими зонами, високов’язкими нафтами і значними глибинами залягання покладів. Тому особливого значення набувають проблеми підвищення ефективності розробки родовищ і створення нових технологій та систем розробки, які враховують якісну характеристику запасів нафти. Застосування нових методів підвищення нафтогазо-конденсатовилучення дає змогу істотно збільшити видобувні запаси і темпи розробки, підключити до активної розробки запаси в низькопроникних колекторах на завершальній стадії.

Біохімічні методи основані на переведенні вуглеводнів у рухливий стан шляхом введення бактерій.

5. Збір і підготовка нафти.

Класифікація систем нафтогазозбору:

1. За ступенем герметизації - відкриті, змішані й герметичні.

2. За кількістю збірних трубопроводів - одне, 2-х, 3-х трубні.

3. За величиною напору - самопливні й напірні.

4. За типом вимірювально-сепараційних установок - з індивідуальними й груповими установками.

Первинна продукція, яка надходить із нафтових і газових свердловин має потребу в очищенні, разом з нафтою зі свердловин надходить пластова вода (мінералізація до 2,5 г/л), попутний газ, тверді часточки механічних домішок. Вміст води на кінцевій стадії експлуатації свердловин може досягати 80%, що при зберіганні й транспортуванні нафти може роз'їдати резервуари й труби магістральних трубопроводів, тверді частки теж викликають зношування. Попутний (нафтовий) газ, який розчинений у нафті, являє собою цінну сировину для нафтохімічної промисловості і може використовуватись, як висококалорійне паливо. Тому на нафтових промислах виконується підготовка нафти, яка полягає у знесоленні, зневодненні, дегазації, видаленні твердих частинок.

Природний газ, який видобувається на газових родовищах, вміщує вологу і тверді частинки. На газоконденсатних родовищах у газі є велика кількість газового рідкого конденсату. Волога, яка міститься у газі сприяє утворенню і відкладенню кристалогідратів на стінках газопроводів. Утворення кристалогідратів різко звужує поперечний перетин труб і знижує перепускну здатність газопроводів і фонтанних труб у свердловинах. Газовий конденсат є цінною сировиною для нафтохімічної промисловості і його необхідно відділяти від газу і направляти на газопереробні заводи. Підготовка газу на газових промислах полягає у відділенні вологи, конденсату і механічних домішок.

На всіх нафтових промислах використовують централізовану систему збору й підготовки нафти. Збір продукції здійснюють від групи свердловин на автоматизовані замірні установки (АГЗУ). Туди від кожної свердловини нафта надходить по індивідуальним трубопроводах разом з газом і пластовою водою. На АГЗУ проводять облік точної кількості нафти від кожної свердловини, здійснюють постійну сепарацію для часткового відділення води, газу й механічних домішок. Відділений газ по трубопроводах направляється на газопереробний завод. Далі нафта збірним колектором надходить на центральний пункт збору (ЦПЗ) (рис. 12). На окремих родовищах можуть споруджуватися комплексні збірні пункти (КЗП), де частково проводиться обробка нафти і далі вона подається на ЦПЗ. На ЦПЗ знаходяться установки по підготовці (комплексній переробці УКПН) нафти й води, де відбувається зневоднення, знесолення, дегазація, стабілізація (відділення легких вуглеводнів, включаючи ректифікацію, або гарячу сепарацію) нафти. Потім нафта надходить у резервуари товарної нафти й далі на головну насосну станцію магістрального нафтопроводу. УКПН являє собою завод із первинної (промислової) підготовки нафти. На центральному переробному заводі ставлять додаткову насосну станцію (ДНС), установку підготовки води (УПВ) (очищення від механічних домішок), а потім очищена вода подається трубопроводами й кущовими насосними станціями (КНС) до нагнітальних свердловин (під тиском 20-25 мПа), а потім у продуктивні пласти для підтримки пластового тиску.

Продукція нафтових свердловин піддається сепарації (відділення газу й води) у сепараторах, які класифікуються по призначенню (вимірювально-сепараційні й сепараційні), за геометричною формою й положенню в просторі (циліндричні, сферичні, горизонтальні, вертикальні, похилі), за характером прояву сил розділу фаз (гравітаційні, відцентрові (циклони) і інерційні (жалюзі), за робочим тиском - високе 3-6 мПа, середнє 2, 5-0,6, низьке 0,1-0,6 мПа й вакуумне, за кількістю підключених свердловин – індивідуальні й групові, за кількістю відокремлюваних фаз – 2 ( г-н), 3 ( г-н-в).

Сепарація при підготовці нафти здійснюється в кілька ступенів. Первинна сепарація здійснюється на АГЗУ, а друга і наступна – на УКПН.

Вертикальний сепаратор складається з чотирьох секцій (рис. 13): 1 – секція інтенсивного відділення газу й води, 2 – секція осідання, 3 – секція збору нафти, 4 – секція краплевидалення.

	Рисунок 13 - Схема вертикального газонафтового сепаратора (трапу): 1 – ввід газонафтової суміші; 2 – роздатковий колектор; 3 – регулятор тиску «до себе»; 4 – краплеутворювальна насадка; 5 – запобіжний клапан; 6 – похилі площини; 7 – датчик регулятора рівня поплавкового типу; 8 – виконавчий механізм скидання нафти; 9 – патрубок; 10 – заспокоюючі перегородки; 11 – водомірне скло; 12 – відключаючи крани; 13 – дренажна трубка; 14 – бульбашки газу; 15 – крапельки рідини, які виносяться з газом

Горизонтальний сепаратор (рис 14) більш ефективний внаслідок того, що краплі рідини в ньому падають перпендикулярно до потоку газу, а не назустріч йому, як у вертикальних сепараторах, горизонтальні сепаратори мають більшу пропускну здатність. Нафта перед входом в горизонтальний сепаратор спочатку піднімається ( 30-40 ^о), потім рухається горизонтально ( 2-3м), і похило ( 10-15 ^о) довжиною 15-20м у трубопроводах.

		Рисунок 14 - Схема сепаратора I ступеня з попереднім відбором газу: 1, 3 – похилі трубопроводи де пульсатора; 2 – горизонтальний трубопровід; 4 – газовідвідні трубки; 5 – депульсатор; 6 – перфорована перегородка; 7 – жалюзна касета; 8 – крапле вловлювач; 9 – ежектор; 10 – похилі площини; 11 – датчик регулятора рівня поплавкового типу; 12 – виконавчий механізм скидання нафти; 13 – заспокоюючі перегородки; 14 – перегородка

З останніх газ відводиться до газозбірного колектора і краплевловлювача, потім спрямовується в ежектор і в газопровід і разом із газом, який відділяється в корпусі сепаратора, направляється на ГПЗ, а нафта рухається по похилій площадці, попадає у відсік збору нафти, і через механізм скидання нафти надходить в установку підготовки нафти. Для підвищення ефективності процесу сепарації в горизонтальних сепараторах використовують гідроциклонні пристрої і попередній відбір газу перед входом в сепаратор. Газорідинний потік, який входить у гідроциклон, приводиться в обертовий рух, краплі нафти як більш важкі під дією відцентрової сили відкидаються на стінки труби, а газовий струмінь переміщується в корпус сепаратора.

Для зневоднювання й знесолення нафти використовують гравітаційне (витримування нафти в резервуарі більше 48 годин) і гаряче (нагрівання до 50-70^оС) відстоювання нафти, термохімічні методи, електрознесолення і електрозневоднення нафти.

Хімічний метод базується на введенні в обводнену нафту деемульгаторів (поверхнево активних речовин) 5-50 г/т (дисолвати, сепароли, дипроксилини), при цьому відбувається коалесценція – укрупнення крапель під дією зниження поверхневого натягу води, додатковий нагрів поліпшує цей процес.

Електричний – в електродегідрататорах нафта проходить між електродами, які створюють електричне поле високої напруги (20-30 кВ), краплі води в електричному полі поляризуються й з'єднуються (рис. 15). Бажано попередньо нафту підігріти до 50-70^оС. Перед подачею нафти з неї вилучають легкі низькокип’ячі вуглеводи – стабілізація, а потім виконують ректифікацію (гарячу сепарацію). При гарячій сепарації нафту попередньо підігрівають у спеціальних нагрівачах і подають у сепаратор, переважно горизонтальний. У сепараторі із підігрітої до 40-80^оС нафти активно випаровуються легкі вуглеводні, які відсмоктуються компресором і через холодильну установку і бензосепаратор направляються в збірний газопровід. У бензосепараторі від легкої фракції додатково відділяють за рахунок конденсації важкі вуглеводні.

На УКПН використовують всі описані методи дегазації, знесолення і зневоднення нафти. Частинки механічних домішок виділяються із нафти в процесі сепарації і відстоювання. Відділена на УКПН вода надходить на УПВ, розташовану також на ЦПЗ, містить механічні домішки, краплі нафти, гідрати закису і окису заліза і велику кількість солей (до 2,5 г/л). Механічні домішки забивають пори в пластах після закачування води. Розчинені солі також спричиняють корозію трубопроводів і обладнання. Після очищення воду закачують у продуктивний пласт. Використовують закриту (герметизовану) систему очищення, яка включає в основному три методи: відстоювання, фільтрування і флотацію.

Відстоювання – процес гравітаційного розділенні твердих частинок, крапель нафти і води. Відстоювання проводять в горизонтальних апаратах-відстійниках або у вертикальних резервуарах - відстійниках.

Фільтрування ґрунтується на проходженні води забрудненої пластової води через гідрофобний фільтруючий шар, наприклад, через гранули поліетилену, які «захоплюють» краплі нафти й часточки механічних домішок і вільно пропускають воду.

Флотація – процес проходження повітря, або газу через брудну воду (знизу вверх), при цьому бульбашки газу осідають на поверхні твердих частинок, крапель нафти і сприяють їхньому спливанню на поверхню.

Установки очищення стічних вод – УОВ-750, 1500, 3000, 10000м³/добу. Вона складається з відстійника, вузлів флотації, сепарації і насосного вузла. Разом з очищеною пластовою водою в продуктивні пласти для підтримки пластового тиску закачують прісну воду, яку отримують із двох джерел: підземних артезіанських свердловин і відкритих водойм. Ґрунтові води, які видобуваються із артезіанських свердловин, мають високу ступінь чистоти і звичайно не потребують глибокого очищення перед закачуванням у пласти.

Використовують два види відбору води із відкритих водойм: підрусловий і відкритий.

При підрусловому методі воду збирають нижче дна ріки, при цьому в поймі ріки пробурюють свердловини глибиною 20-30 м і діаметром 300 мм. Їх обов’язково проходять через шар піщаного ґрунту. Свердловини закріплюють обсадними трубами з фільтром на кінцях і в них опускають водозабірні труби діаметром 200 мм. Вода забирається насосом і подається в резервуари чистої води, а звідти на КНС.

При відкритому методі воду за допомогою насосів першого підйому відкачують із ріки і подають на водоочисну станцію, де вона проходить цикл очищення і потрапляє у відстійник за допомогою реагентів-коагуляторів, де частинки механічних домішок і сполук заліза виводяться в осад. Кінцеве очищення води здійснюється у фільтрах, де фільтруючими матеріалами виступають чистий пісок або дрібне вугілля.

6. Збір і підготовка газу й газового конденсату.

Існує декілька схем збору газу й газового конденсату на промислах – лінійна, кільцева й групова, вибір яких залежить від геологічних умов, складу й властивостей продукції, способу підготовки газу й газового конденсату до транспортування, потреб споживачів та ін. Усі газові свердловини з'єднуються з газозбірними колекторами за допомогою газопроводів-шлейфів. Газозбірні колектори з'єднують газопроводи-шлейфи з установками комплексної підготовки газу (УКПГ). Декілька УКПГ з'єднують між собою сполучними газопроводами. Найбільше застосування на нових газових і газоконденсатних родовищах отримала централізована система збору. Газ і газовий конденсат від групи свердловин індивідуальними газопроводами-шлейфами надходить на УКПГ, а потім після підготовки на кожній УКПГ - у газозбірний колектор і на головні споруди (ГС). Раніше використовували індивідуальні системи збору газу, вони надійні, але не економні. Зараз система збору й підготовки газу включає: установку попередньої підготовки газу УППГ, УКПГ і ГС.

При промисловій підготовці газу (відділення газу й конденсату) використовують три технологічні процеси: низькотемпературну сепарацію (НТС), абсорбційу і адсорбційну сушку. Останні широко використовують для відділення вологи на газових родовищах. При наявності в газі конденсату (на півночі) широко використовують НТС, а при вмісті конденсату більше 100см³ в 1м³ газу використовують також низькотемпературну абсорбцію (НТА). При підвищеному вмісті сірководню й вуглекислоти виконується додаткове очищення на спецустановках, а на великих родовищах на ГПЗ.

НТС здійснюється при температурі від -15^оС у гравітаційних або циклонних сепараторах із попереднім охолодженням газу методом дроселювання і застосуванням охолоджувальних машин. Охолодження газу до низьких температур дозволяє більш глибоко відокремлювати вологу й конденсат.

Дроселювання засновано на ефекті (Джоуля -Томсона) зміни температури газу при зниженні тиску на дроселі, тобто на місцевій перешкоді руху газу. Газ метан при цьому охолоджується (перед входом у сепаратор установлюють дросель - шайбу з вузьким прохідним отвором). Дроселювання широко використовується на НТС. Воно ефективне при тиску газу на гирлі свердловини не менше 6 мПа, тобто на початку шляху з високим початковим тиском, при недостатньому тиску газу використовують спеціальні холодильні машини, хоча при цьому в 2-2,5 рази зростають капвкладення на облаштування промислів. Для запобігання утворення гідратів у сирий газ вводять розчин гликолей, частково диетилен гліколей (ДЕГ).

Абсорбція – явище поглинання вологи і конденсату рідинами - абсорбентами ( водні розчини ди- і три-етилен-гликолей). Для вилучення важких вуглеводнів з конденсату в якості адсорбентів використовують вуглеводневі рідини. Для здійснення абсорбції використовують абсорбційні колони, які складаються із трьох секцій - сепараційна, поглинаюча (абсорбційна) і відбійна. Абсорбент поступає у верхню частину колони і рухається зверху вниз по колоні абсорбера, тобто в протилежному напрямку (знизу вверх) і контактує з абсорбером. У поглинаючій секції абсорбера відбувається основний процес поглинання вологи абсорбентом. Осушений газ виходить із верхньої частини абсорбера, а насичений вологою розчин ДЕГ - із нижньої частини абсорбера, потім надходить у піч для видалення води.

Адсорбція заснована на поглинанні вологи твердими адсорбентами (активоване вугілля, силікагель, цеоліти). Насичені водою й конденсатом адсорбенти регенерують внаслідок десорбції (видалення поглиненої вологи).

Адсорбційна установка складається із двох, або більше колон-адсорберів. Коли один із сепараторів працює в режимі адсорбції (сирий газ проходить в апарату через шар адсорбенту, де він очищається від вологи й конденсату), то інші – у режимі десорбції (нагрівання газу в нагрівачах до 200-300^оС, подача його в колону, проходження його через шар адсорбенту, насиченого вологою й конденсатом, поглинання газом вологи і конденсату і виведення їх за межі колони). Потім цикл повторюється. Адсорбційні методи осушення газу в порівнянні з абсорбційними дозволяють провести більш глибоке очищення газу від вологи зі зниженням точки роси (насичення водною парою) до -50^оС і нижче, тому застосовуються на газових родовищах Півночі. При досягненні точки роси в газі починає конденсуватися волога, що приводить до утворення гідратів. На Україні з 1 травня по 30 вересня точка роси газу за вологістю не повинна перевищувати 0^оС, а 1 жовтня – до 30 квітня – (-5) ^оС. На родовищах з підвищеним вмістом сірководню газ перед надходженням у магістральні газопроводи очищається, використовуючи абсорційні методи:

1. за рахунок розчинення сірководню в абсорбенті (ацетон, трибутилфосфат);

2. за рахунок фізичного розчинення й одночасного перебігу хімічних реакцій взаємодії речовини-абсорбенту із сірководнем (суміш розчинник-сульфанола і хімпоглинач-діізопропаноламіна і води);

3. абсорбція газів при їхній взаємодії з хімічно-активною частиною абсорбенту (моноетаноламін (МЕА), диетаноламін (ДЕА), триетаноламін (ТЕА)).

У практиці очищення газу від сірководню і вуглекислого газу найбільше використання отримав останній метод. При цьому газ в абсорберах рухається знизу нагору й взаємодіє із зустрічним потоком водяного розчину МЕА, або ДЕА.

Транспортування по нафтопроводах до нафтопереробних заводів за тисячі кілометрів. На газових промислах існує закрита система збору, транспортування й обробки газу. Транспортування в одну, або кілька ниток газопроводів. Оренбург-Західна Україна 2700км діаметром 142 см з тиском 7,35 мПа. Водним транспортом - у танкерах. Існують також системи газосховищ.

Читайте також:

1. А. Розрахунки з використанням дистанційного банкінгу.
2. Автоматизація водорозподілу на відкритих зрошувальних системах. Методи керування водорозподілом. Вимірювання рівня води. Вимірювання витрати.
3. Агрегативна стійкість, коагуляція суспензій. Методи отримання.
4. Адаптовані й специфічні методи дослідження у журналістикознавстві
5. Адміністративні (прямі) методи регулювання.
6. Адміністративні методи - це сукупність прийомів, впливів, заснованих на використанні об'єктивних організаційних відносин між людьми та загальноорганізаційних принципів управління.
7. Адміністративні методи управління
8. Адміністративні, економічні й інституційні методи.
9. Адміністративно-правові (організаційно-адміністративні) методи мотивації
10. Адміністративно-правові методи забезпечення економічного механізму управління охороною довкілля
11. Аерометоди
12. Активні групові методи

Переглядів: 4370