ОТСТОЙНИКИ НЕФТИ типа ОН. Отстойник нефти рвс


Отстойник нефти | Группа компаний «Нефтемаш»

       Отстойник нефти представляет собой специальное приспособление, предназначенное для очистки и подготовки основного сырья к дальнейшей переработке. В них проходит процесс обессоливания и обезвоживания нефти и УПН. Это цилиндрическая емкость, которая чаще всего располагается горизонтально на промышленной площадке. Торцы у отстойника округло-выпуклые, дно эллиптической формы. Изготавливается изделие из качественного материала, устойчивого к образованию коррозии. Задействуется прочная нержавеющая сталь, не вступающая в реакцию с нефтью.

Конструктивные особенности

       Отстойник нефти может иметь стандартную форму или изготавливаться по индивидуальным параметрам. Разработка требует предварительного проектирования, которое учитывает все особенности использования изделия. Основные особенности использования приспособления:

  • Отстойник может работать со средой повышенной коррозийности.
  • Стенки приспособления не бояться содержания в составе сероводорода и не вступают с ним в реакцию.
  • Все внутренние составляющие изготавливаются из нержавеющей стали, не окисляющейся под постоянным воздействием агрессивных сред.
  • При необходимости все внутренние узлы и элементы дополнительно обрабатываются от коррозии. Чаще всего используется термообработка.
  • Отстойники предназначены для работы с нефтью или пластовой водой.
  • Температура рабочей среды должна быть в пределах от +30 до +90 С. Требования к окружающей среде: от -60 до +50С.

       Несмотря на то, что предлагаются отстойники и вертикального, и горизонтального расположения. Востребован больше последний вариант. В среднем срок службы устройства составляет 20 лет.

Назначение приспособления

       Отстойник нефти представляет собой специальное оборудование, способное обезвожить нефть и сепарировать газ из нефтяной эмульсии. Несмотря на то, что работает изделие только с нефтью и пластовой водой, приспособление имеет достаточно большую сферу применения. Повстречать устройство можно в следующих областях человеческой деятельности:

  • Химическая.
  • Нефтехимическая.
  • Нефтеперерабатывающая.
  • Газоперерабатывающая.
  • Металлургическая промышленность.

       Также задействуются отстойники в крупном сельском хозяйстве, при производстве ряда минеральных удобрений. Их нельзя назвать универсальным оборудованием, поэтому их чаще покупают на заказ. Отстойник нефти предлагается компанией ГК Нефтемаш. Для получения подробной информации можно позвонить по телефону +7 (496) 623-43-43.

neftemash-zavod.ru

Поволжский завод "Спецмаш" - Отстойники нефти типа ОН

Типовой чертеж отстойника нефти типа ОН

Таблица 1. Основные параметры и размеры отстойников нефти

Параметр Значение
* Производительность по нефтеводянной смеси, м3/сут 5000-6000
Содержание воды в нефти на выходе из отстойника, % 5-10
Содержание нефти в воде на выходе из отстойника не регламентируется
Давление рабочее, МПа, не более 0,8
Давление расчетное, МПа 1,0
Давление пробное при гидроиспытании, МПа 1,38
Рабочая температура среды, град. С, не более 60
Расчетная температура стенки, град. С 100
Минимальная допустимая температура стенки аппарата, находящегося под давлением, град. С минус 60
** Среда нефть, вода соленая
Характеристика среды токсичная, класс опасности 3 по ГОСТ 12.1.007-76, категория взрывоопасности IIA по ГОСТ Р 51330.11-99, группа взрывоопасной смеси ТЗ по ГОСТ Р 513305-99, пожароопасная;
Вместимость, м3 100
Группа аппарата по ОСТ 26 291-94 1
Прибавка для компенсации коррозии, мм 4
Расчетный срок службы, лет 10
Сейсмичность, балл по шкале MSK-64, не более 6
Расчетное число циклов нагружения 1000
Материал основных деталей Сталь 09Г2С-8 ГОСТ 5520-79
Масса аппарата, кг, не более 25 000
Масса аппарата при гидроиспытании, кг, не более 125 000

Примечание: * Изменяется в зависимости от рабочей температуры среды и стойкости эмульсии. ** Содержание воды до 50%.

Таблица 2. Назначение и условные проходы штуцеров отстойников нефти

Обозначение Назначение Количество Проход условный Dy,мм Давление условное Ру,МПа Вылет Тип уплотнительной поверхности
А Ввод нефти 2 300 1,6 350 Выступ-впадина
Б Вывод нефти 2 250 220
В1,2 Выгрузка шлама 3 300
Г Сброс воды 2 200 4,0 200
Е Для предохранительного клапана 1 150 1,6
Ж Воздушник 1 80 4,0 150
И Штуцер-муфта для монометра 1 50М20х1,5
К1-4 Штуцер для отбора проб 4 50G3/4" 220
Л1,2 Люк-лаз 2 600 1,6 -
М Резервный 2 80 4,0 150
Н Штуцер-муфта для термопары 1 5027x1,5
Р Штуцер для регулятора уровня 1 200/150 1,6/4,0 200/325
Т Вентиляционный 1 300 1,6 220
У Для опорожнения аппарата 1 150 200

pozsm.ru

Основные технологические показатели УПН Черновского м.н.

Объект Объем подготовки жидкости, млн. м3 в год Объем подготовки нефти, млн. тонн в год Объем подготовки и утилизации воды, млн. м3 в год Объем утилизации попутного нефтяного газа, млн. м3 в год
УПН Черновского м.н.   3,6   1,05   2,5   7,3

2.2. Технико-эксплуатационная характеристика установки подготовки нефти Черновского месторождения

 

Водогазонефтяная эмульсия с Черновского, Быгинского, Сосновского, Центрального, Южно-Лиственского, Погребняковского нефтяных месторождений по трубопроводам поступает на установку подготовки нефти Черновского месторождения на входную блок-гребенку (депульсатор) на вход установки при давлении от 0,15 МПа до 0,32 МПа, температуре 15-25°С, в сепараторы первой ступени сепарации С-1.1 и С-1.2. Содержание воды в поступающей жидкости 50-70%. При необходимости на вход УПН блоком дозирования реагентов БР-1 дозируется деэмульгатор СНПХ-4114 (приложение 2). Нефть, принимаемая со сторонних цехов, с содержанием воды до 1% по трубопроводам, через узел учета нефти поступает в резервуар предварительного сброса воды РВС-2000 №2.

В сепараторах С-1.1 и С-1.2 при температуре 15-25°С и давлении от 0,15 МПа до 0,32 МПа происходит первичное отделение газа от водонефтяной эмульсии. Для регулировки и поддержания заданных параметров уровня в сепараторах С-1.1 и С-1.2, предусмотрены электроклапана тип КМР. Поддержание заданного уровня 1,2 м. в сепараторах необходимо для эффективной дегазации водонефтяной эмульсии и служит барьером для прохода газа на вторую ступень сепарации нефти. Давление на первой ступени сепарации поддерживается клапаном регулятором на выходе газа из газосепаратора ГС-1.

Отделившийся попутный нефтяной газ с I ступени сепарации поступает в газосепаратор ГС-1, где освобождается от унесенной с газом капельной жидкости в виде выпавшего конденсата. Подготовка топливного газа продолжается в газоосушителе ГО, где происходит каплеобразование и сбор конденсата в нижней части аппарата. Подготовленный газ подается в качестве топлива на путевые подогреватели ПП -1,6 №№1,2,3 и котельную п/б Черновского м.н. Излишки газа направляются на рекуператорную установку РУ, в случае вывода рекуператорной установки в ремонт на совмещенную факельную остановку.

После сепараторов первой ступени нефтяная эмульсия поступает в сепараторы С-2.1 и С-2.2 второй ступени сепарации, где происходит отделение остаточного газа от нефти при давлении до 0,05 МПа. В сепараторах С 2.1 и С 2.2 автоматически поддерживается уровень 500 мм. при помощи клапанов-регуляторов, для исключения выноса газа в технологические сырьевые резервуары.

Далее сепарированная нефть поступает в технологические резервуары предварительного сброса пластовой воды РВС-4000 №7, РВС-4000 №8 и РВС-2000 №2. Сырьевые резервуары работают параллельно, взаимозаменяемы на случай ремонта одного из сырьевых резервуаров. В технологических резервуарах предварительного сброса воды предусмотрено: - ввод сырья на уровень 4,5 м.; - вывод частично обезвоженной нефти на уровне 7,0 м.; - выведение отделившей воды с 0,6 м. В резервуарах предварительного сброса общий уровень жидкости составляет от 7,2 до 10,4 м, при этом высота «водяной подушки» поддерживается в пределах от 6,0 до 6,5 м. Водонефтяная эмульсия, проходя через слой воды в резервуарах разделяется на фазы нефть/вода путем гравитационного отстоя.

Нефть, завезенная с других месторождений, принимается в подземные емкости (ЕП-1 -53м3, ЕП-2 -75м3), пункта приема нефти и насосами перекачивается на входную блок - гребенку.

Для создания условий разрушения промежуточных слоев «нефть-вода» (стойких эмульсий), на высоту 5 м при необходимости подается подогретая до 30-45°С подтоварная вода (горячая струя). В технологических резервуарах РВС-4000 №7, РВС-4000 №8 и РВС-2000 №2 необходимо поддерживать уровень воды от 6м. до 6,5 м., для более эффективного отделения ее от нефти.

Частично обезвоженная нефть из резервуаров предварительного сброса воды РВС-4000 №7, РВС-4000 №8, РВС-2000 №2 с уровня 7 м поступает на прием насосов внутренней перекачки нефти Н-1.1, Н-1.2. Перед сырьевыми насосами дозирующими установками УДЭ-2А, УДЭ-2Б подается деэмульгатор СНПХ-4114 в количестве 26 г/т летом, 56 г/т зимой.

Сырьевыми насосами Н-1.1 и Н-1.2 нефть направляется в пластинчатый теплообменник ПТО№2, где происходит съем тепла с подготовленной товарной нефти и предварительный нагрев сырья. Есть возможность подачи сырой нефти в теплообменник ПТО№1.

Затем под избыточным давлением до 1,2 МПа подается в подогреватели нефти ПП-1,6 №№1,3. Есть возможность подачи и в ПП-1,6 №2. Для более эффективного отделения воды от нефти в ПП-1,6 производится нагрев нефти до 55-70°С.

После нагрева в путевых подогревателях нефть подается в отстойники I ступени отстоя ОГ-5, ОГ-6, ОГ-7, ОГ-8, где при давлении до 0,6 МПа и температуре 55-70°С происходит отстой нефти и сброс пластовой воды. Отстоявшаяся нефть отводится сверху аппарата, через раздаточный патрубок. Вода отводится снизу аппарата, через раздаточный патрубок и запорно-регулирующие устройства, далее направляется в резервуары подготовки воды РВС-1000 №5, №6. В отстойниках I ступени поддерживается уровень воды 900 мм при помощи электрических клапанов-регуляторов типа КМР.

Обезвоженная нефть из ОГ-5, ОГ-6, ОГ-7, ОГ-8 поступает в отстойники II ступени ОГ-1, ОГ-2, ОГ-3, ОГ-4, где происходит окончательная стадия обезвоживания и обессоливания нефти. На вход в отстойники насосами Н-7.1, Н-7.2 через диспергаторы №№1,2, которые служат для распыления воды до мелко - дисперсного состояния, подается пресная вода. Объем подаваемой воды рассчитывается как 10% от общего объема подготавливаемой нефти.

Обезвоженная и обессоленная нефть после отстойников II ступени поступает в пластинчатый теплообменник ПТО №2, где за счет теплообмена происходит охлаждение товарной нефти до 40-45ºС, с одновременным нагревом сырой нефти (см. описание выше). Затем товарная нефть поступает в пластинчатый теплообменник №1, где в результате теплообмена происходит охлаждение товарной нефти до 30-35ºС, с одновременным нагревом сырой нефти/подтоварной воды («горячая струя»).

После ПТО №1 охлажденная товарная нефть направляется в концевой сепаратор С-3.1, где происходит окончательная дегазация товарной нефти.

На линии выхода товарной нефти с ПТО №1 на С-3.1 установлен влагомер УДВН для оперативного контроля содержания воды в подготовленной нефти.

При ремонте сепаратора С-3.1 или при получении некондиционной нефти в качестве концевого сепаратора может работать С-2.1.

Дегазированная при давлении до 0,005 МПа нефть из концевого сепаратора самотеком поступает в буферные резервуары РВС-2000 №1, РВС-4000 №9, а затем, после гравитационного отстоя и дренирования подтоварной воды, в товарные резервуары РВС-2000 №3, РВС-2000 №4. Нефть из товарных резервуаров откачивается насосами внешней перекачки Н-2.1, Н-2.2, Н-2.3 через блочный коммерческий узел учета (СИКН), где осуществляется контроль качества (приложение 1) и учет количества товарной продукции, по товарному нефтепроводу в магистральный нефтепровод «Ножовка- Мишкино- Киенгоп».

Нефть поступает в резервуары на уровень 0,5 м, вывод ее предусмотрен с 3,0 и 0,5 м. Резервуары работают поочередно в режиме накопления и откачки. Качество нефти, откачиваемой из товарных резервуаров, характеризуется объемной долей воды от 0,03 до 0,5% и концентрацией хлористых солей до 100 мг/дм3 (приложение 1).

Для утилизации ПНГ на УПН предусмотрены путевые подогреватели ПП-1,6 №№1,2,3, рекуператорная установка (РУ) и совмещенная факельная установка ФУ. Топливный ПНГ с сепараторов I ступени проходит подготовку в сепараторах ГС-1, ГО, затем по газопроводам высокого давления отправляется на газопотребляющее оборудование.

Газ, выделившийся из нефти в сепараторах второй и концевой ступени сепарации, по газопроводам низкого давления через конденсатосборник поступает на РУ. В случае вывода РУ в ремонт газ со второй ступени сепарации сжигается на совмещенной факельной установке.

Основной объем ПНГ в холодное время года утилизируется на путевых подогревателях и котельной промышленной базы Черновского м.н. В теплое время года котельная останавливается, расход газа на путевые подогреватели снижается. Образующиеся излишки газа утилизируются на рекуператорной установке. В случае отключения рекуператорной установки излишки ПНГ поступают на совмещенную ФУ для сжигания.

Газопроводы высокого и низкого давления на рекуператорную и факельную установку проходят через конденсатосборные емкости высокого ЕКВ и низкого давления ЕКН (на схеме).

Конденсатосборники оборудованы электропогружным насосом. Откачка жидкости производится в начало процесса подготовки, в трубопровод перед сепараторами С-1.1, С-1.2.

Подготовка пластовой воды осуществляется в резервуарах РВС-1000 №5, РВС-1000 №6.

Подтоварная вода из технологических резервуаров предварительного сброса воды РВС-4000 №7, РВС-4000 №8, РВС-2000 №2, направляется в резервуары подготовки воды РВС-1000 №5, РСВ-1000 №6 где происходит отстой и дегазация пластовой воды. Часть воды насосом Н-4.5 отбирается с РВС-4000 №7, РВС-4000 №8 и откачивается в ППД Южно-Лиственского м/р.

Резервуары РВС-1000 №5, РСВ-1000 №6 оборудуются трубопроводами отвода уловленной нефти и устройствами распределения и сбора жидкости. Внутренняя начинка РВС-1000 №5, РВС-1000 №6 подразумевает работу с фиксированным гидрофобным слоем. Гидрофобный слой состоит из уловленной нефти и предназначается для очистки воды от механических примесей. Слой нефти должен составлять 30-50 см. Принцип очистки состоит в том, что вода, проходя через слой нефти, очищается за счет того, что механические примеси и КВЧ остаются в гидрофобном слое. Отработанный гидрофобный слой (уловленная нефть) с 5-метрового уровня резервуаров РВС-1000 №5, РВС-1000 №6 через систему трубопроводов для отвода уловленной нефти насосом Н-4.6 подается обратно в резервуары РВС-4000 №7, РВС-4000 №8, РВС-2000 №2.

Подготовленная подтоварная вода с РВС-1000 №6 утилизируется насосами Н-4.1, Н-4.2, Н-4.3, Н-4.4 в систему ППД Черновского м.н., а часть воды направляется на ПТО №1 и на рекуператорную установку. На ПТО №1 происходит предварительный нагрев подтоварной воды за счет снятия тепла с товарной нефти. После ПТО №1 предварительно подогретая вода поступает в путевой подогреватель ПП-1,6 №2, где нагревается до 35-400С. После нагрева подтоварной воды на ПП-1,6 №2 и на рекуператорной установке она по линии «горячей струи» направляется в РВС-4000 №7, РВС-4000 №8, РВС-2000 №2.

С отстойников I и II ступеней отстоя нефти, подрезанная после обезвоживания и обессоливания подтоварная вода поступает в РВС-1000 №5. Для подготовки подтоварной воды на утилизацию и улавливание содержащихся в воде нефтепродуктов. После очитки от нефтепродуктов, подготовленная подтоварная вода насосами Н-3.3, Н-3.4 утилизируется в поглощающие скважины 319,423.

Для измерения количества закачиваемой подтоварной воды в систему ППД предусмотрен узел учета воды. Также учет откачиваемой воды предусмотрен по направлениям поглощающих скважин 319, 423 и в ППД Южно-Лиственского м/р.

Для защиты оборудования и трубопроводов от коррозионного воздействия агрессивных сточных вод предусматривается применение ингибитора коррозии в трубопровод очищенных сточных вод, откачиваемых в систему ППД. Потребное количество закачиваемого ингибитора – 4,5 кг/час.

Ингибиторное хозяйство включает в себя установку дозирования ингибитора коррозии УДЭ. В качестве ингибитора – бактерицида используется СНПХ-1004 с фиксированной дозировкой реагента. Расход ингибитора бактерицида в подтоварную воду определен как 40г/м3.

2.3. Описание оборудования применяемого при подготовке нефти.

 

2.2.2.1 Сепаратор нефтегазовый типаНГС-50. Используется для очистки попутного газа и для дегазации нефти.

Сепараторы НГС представляют собой цилиндрический горизонтальный аппарат с отбойником грубого разделения нефтегазового потока. Для выравнивания скоростей потоков по сечению аппарата установлена вертикальная перегородка из просечно-вытяжных листов. Струнный каплеуловитель применяется для очищения газа, штуцеры — для входа/выхода продуктов деления. Для отсоса воздуха используются патрубки, стандартные бабышки. Так же сепараторы снабжены штуцерами для монтажа манометра и предохранительного клапана. Конструкция сепаратора полностью исключает возможность утечки нефтепродуктов, участвующих в разделении (рис.3.).

Рис. 3. Нефтегазовый сепаратор

Сепаратор типа НГС состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который осуществляется выход газа, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 3, изменяет свое направление на 90°, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделившийся из нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99%), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан поступает на путевые подогреватели ПП-1,6 для утилизации и подогрева нефти.

2.2.2.2. Подогреватель путевой с промежуточным теплоносителем предназначен для нагрева нефтяных эмульсий, с целью уменьшения ее вязкости для дальнейшей подготовки. Может комплектоваться горелочными устройствами, работающими как на газообразном, так и на жидком топливе.

Описание конструкции и принцип работы:

Подогреватель представляет собой цилиндрическую горизонтальную емкость с плоскими днищами, во внутренней полости которого в нижней части установлены две топки П-образного типа и два 4-х заходных трубчатых змеевика (рис.4). Емкость заполняется жидким теплоносителем через расширительный бачок.

Рис. 4. Путевой подогреватель ПП-1,6

Снаружи сосуда смонтированы узлы подготовки и подачи топлива горелочным устройствам, указатель уровня теплоносителя, лестница, площадка обслуживания.

Подогреватель располагается на раме сварной конструкции.

Продукт подается в змеевики, в которых нагревается от теплоносителя до 70˚С. Температура теплоносителя поддерживается автоматикой +95˚С путем регулирования мощности горелок.

После нагрева до 70 0С нефть поступает в горизонтальный отстойник ОГ-100 для гравитационного отстоя и отделения воды от нефти.

2.2.2.3. Отстойники типа ОГ используются для отделения нефти от пластовой воды и попутного газа на нефтепромысловых и добывающих предприятиях.

Принцип работы отстойника заключается в гравитационном отстое и в эффекте промывки эмульсии, как в слое дренажной воды, так и в промежуточном слое. Рабочее давление в отстойниках составляет 0,8 Мпа.

Отстойник представляет собой горизонтальную емкость с эллиптическими днищами (рис.5.).

Рис. 5. Отстойник горизонтальный ОГ-100

После отделения воды от нефти в отстойниках горизонтальных ОГ-100, нефть поступает в резервуары вертикальные стальные типа РВС для хранения и последующей откачки потребителю.

2.2.2.4 Резервуары вертикальные стальные РВС предназначены для накопления, хранения нефти.

Вертикальный резервуар РВС представляет собой цилиндрическую емкость, установленную на фундамент. Основными конструктивными элементами резервуара являются крыша, стенка, днище, лестница, площадки обслуживания, ограждения, люки и патрубки. Все резервуары УПН Черновского месторождения имеют стационарную крышу.

На УПН Черновского месторождения установлено: РВС – 700 – 2шт., РВС – 1000 - 2шт., РВС – 2000 - 4шт., РВС – 4000 - 3шт.

К основным конструктивным элементам резервуара относятся(рис.6.): - стенка, включая врезки патрубков и люков; - днище;- крыша; - площадки и ограждения на крыше;

- лестница шахтная;- технологические люки и патрубки.

Рис. 6. Резервуар вертикальный стальной РВС

2.2.2.5 Пластинчатый теплообменник.

Пластинчатый теплообменник предназначен для переноса тепла между различными средами, причем парами рабочих сред могут служить как пар-жидкость, так и жидкость-жидкость.

Теплоносители движутся в теплообменнике между соседними пластинами по щелевым каналам сложной формы. Каналы для теплоносителя, отдающего и принимающего тепло, следуют друг за другом,

Системы каналов между пластинами соединены каждая со своим коллектором и имеют каждая свои точки входа и выхода теплоносителя на неподвижной плите (Рис.7).

На раме теплообменника укрепляется пакет пластин.

Рис.7 Конструктивная схема пластинчатого теплообменника.

Устройство рамы теплообменника: неподвижная плита, подвижная плита, штатив, верхняя и нижняя направляющие, и стяжные болты.

При сборке направляющие - верхняя и нижняя - сначала закрепляются на штативе и неподвижной плите. Далее, на направляющие надевается сначала пакет пластин, а затем подвижная плита. Подвижную и неподвижную плиты стягивают болтами.

2.4. Анализ эффективности применяемой технологии обессоливания при подготовке нефти.

 

Для цеха добычи и подготовки нефти №3 нефтегазового добывающего управления №2 АО «Белкамнефть», включающий в себя вышеуказанные месторождения на начальном этапе разработки была характерны добыча практически безводной нефти фонтанным способом. В процессе эксплуатации скважин содержание воды в жидкости увеличивается, а так как растворенные в воде соли и механические примеси в нефти вызывают коррозию и абразивный износ оборудования снижается его нормативный срок эксплуатации. Для снижения воздействия на трубопроводы коррозией применяют ингибиторы коррозии. Присутствие в нефти эмульгаторов – природных поверхностно-активных веществ (ПАВ) таких как: смолы, асфальтены, высокоплавкие парафины, способствуют образованию высокостабильных водонефтяных эмульсий.

На установке подготовки нефти Черновского месторождения (УПН «Черновское»), нефть проходит стадию подготовки к переработке. Расчетная производительность УПН «Черновское» составляет: а) по жидкости – 3,6 млн. т/год б) по нефти – 1 млн. т/год в) по закачке воды в систему поддержания пластового давления – 2,6 млн. т/год. Обессоливание нефти осуществляется промывкой водой.

Для разрушения различных водонефтяных эмульсий на УПН Черновского месторождения нефти применяют деэмульгатор марки СНПХ – 4114 (приложение 2), который подают на вход – в приемный коллектор сепараторов первой ступени сепарации и на приемный коллектор путевых подогревателей (рис. 8).

Рис. 8. Принципиальная технологическая схема УПН Черновского м.н.

Основное назначение деэмульгаторов заключается в том, чтобы вытеснить с поверхностного слоя капель воды, нефти - эмульгаторы естественные слабые ПАВ (поверхностно - активные вещества), содержащиеся в нефти и в пластовой воде. Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгаторы, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные капли и оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность «бронированного» слоя и тем интенсивнее происходит разрушение эмульсии (рис.9.). В зависимости от свойств и химического строения деэмульгаторы разделяют на водорастворимые и маслорастворимые. Маслорастворимые по своим свойствам быстрее и легче вступают в контакт с каплями нефти. Механизм их действия заключается в том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз «нефть-вода», вытесняет и замещает менее поверхностно-активные природные эмульгаторы.

 

Рис. 9. Принцип воздействия деэмульгатора

 

Деэмульгатор СНПХ – 4114 (приложение 2) высокоэффективен и позволяет решить большинство проблем, связанных с качеством подготовки нефти. Однако при его использовании, были выявлены некоторые проблемы. Во-первых, высокая стоимость деэмульгатора СНПХ – 4114. Во-вторых, при проведении Геолого – технических мероприятий на скважинах Черновского месторождения и поступлении продуктов отработки на УПН Черновского м.н. происходит сбой при подготовке скважинной продукции до товарной нефти I группы качества согласно ГОСТ Р51858-2002 за счет значительного повышения кислотности продукции. Таким образом поиск более дешевого и эффективного реагента остается актуальной задачей для данной установки.

lektsia.com

2.1 Резервуары

Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время: 48 часов и более. Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.

Вертикальные резервуары специально оборудуются распределительными гребенками ввода жидкости, размещаемыми на высоте 1,5 м от днища резервуара. Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без специальных средств регулирования, поддерживать в резервуаре постоянный уровень жидкости, необходимый для ведения процесса (рис.1).

По нижней образующей маточника имеются отверстия. Нефть (эмульсия) через отверстия направляется вниз, затем всплывает в слое воды, высота которого поддерживается в пределах 3 – 4 м. Уровень воды поддерживается с помощью гидрозатвора, высота которого обычно принимается равной 0,9 высоты резервуара.

Технологические резервуары работают транзитом. Сброс отделившейся воды и отбор обезвоженной нефти осуществляется непрерывно, т.е. уровень жидкости при этом не изменяется, нет потерь от больших дыханий резервуара.

Рисунок 1 – Резервуар УПСВ

1 - подводящая труба; 2- маточник; 3 - отводящая труба; 4 – гидрозатвор

Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти, поэтому применяют горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 45-70 °С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является их малая эффективность.

2.2 Горизонтальные цилиндрические емкости

На промыслах, где строительство резервуара не предусмотрено проектами, сброс воды может осуществляться из горизонтальных отстойников, работающих под давлением.

Горизонтальные цилиндрические емкости также оборудуются распределительной гребенкой ввода жидкости. Кроме того, они снабжены специальными и, кстати сказать, дорогостоящими средствами регулирования для поддержания постоянных уровней дренажной воды и нефти.

Наиболее широко известны две конструкции установок предварительного сброса воды на базе булитов:

1) Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом воды БАС-1;2) Блочные автоматизированные установки для оперативного учета, сепарации и предварительного обезвоживания нефти УПС-2000/6, УПС-3000/6, ОГ-200П, АСП-6300/6, СПОН.

Для этих же целей может быть использованы концевые сепарационные установки: КССУ (концевая совмещенная сепарационная установка – производит обезвоживание и обессоливание).

Конструкция аппаратов должна исключать турбулизацию потока и перемешивание фаз.

Отстойник горизонтальный (ОГ) устанавливается после сепаратора нефти и представляет собой цилиндрическую ёмкость: ОГ- 200П (рис. 3), ОГ-200С (рис. 4), в обозначениях которых приняты: цифра - вместимость емкости, м'; П - с подогревом, С - с сепарационным отсеком.

Рисунок 2 - Технологическая схема аппарата ОГ – 200П для предварительного разделения нефти и пластовой воды:1 – патрубок ввода эмульсии; 2 – распределитель эмульсии: труба D 700 мм, 64 ряда отверстий, в ряду 285 отверстий, продольный вырез: ширина 6 мм, длина 60 мм; 3 – трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 – вывод газа

Рисунок 3 - Принципиальная схема отстойника ОГ-200С: 1 - сепарационный отсек; II - отстойный отсек; 1 - корпус; 2 -регулятор уровня; 3 - каплеотбойник; 4 - перегородка; 5 - сборник нефти; 6 -регулятор межфазного уровня; 7 - переливное устройство; 8 - коллектор пропарки; 9 - штуцер зачистки; 10 - коллектор распределительный; обозначения на схеме:

1 - обводненная нефть; 2 - обезвоженная нефть; 3 - пластовая вода; 4 –нефтяной газ

Рисунок 4 - Внешний вид ОГ-200С

Аппараты предназначены для расслоения водонефтяных эмульсий, обработанных деэмульгатором (ДЭ). Распределитель эмульсии представляет собой перфорированную трубу диаметром 700 мм, которая имеет 64 ряда отверстий. В каждом ряду располагается 285 отверстий.

Отстойник ОГ-200С представляет горизонтальную стальную цилиндрическую емкость диаметром 3400 мм с эллиптическими днищами. При помощи перегородки 4 ёмкость разделена на два отсека, из которых левый I является сепарационным, а правый II - отстойным. Левый и правый отсеки емкости сообщаются друг с другом при помощи коллекторов - распределителей 10,расположенных в нижней части корпуса.

В верхней части сепарационного отсека установлены распределитель эмульсий со сливными полками и сепаратор газа. В нижней части отстойного отсека расположены два трубчатых перфорированных коллектора, над которыми размещены распределители эмульсии коробчатой формы. В этой части имеются также два коллектора 8 для пропарки аппарата. В верхней части

отсека расположены четыре сборника нефти 5, соединенные со штуцером вывода нефти из аппарата. В передней части корпуса перегородкой и переливными устройствами выделена водосборная камера, в которой помещен регулятор межфазного уровня 6.

Отстойник оснащен приборами контроля за параметрами технологического процесса, регуляторами уровней раздела фаз, предохранительной и запорной арматурой.

Отстойник работает следующим образом. Подогретая эмульсионная нефть с введенным в неё реагентом ДЭ поступает в распределитель эмульсии сепарационного отсека и по сливным полкам и стенкам корпуса стекает в нижнюю часть отсека.

Выделившийся из нефти в результате ее нагрева и снижения давления газ проходит через сепаратор и при помощи регулятора уровня "нефть-газ" 2 выводится в газосборную сеть.

Нефтяная эмульсия поступает из сепарационного в отстойный отсек по двум перфорированным коллекторам, проходит через отверстия распределителей и поднимается в верхнюю часть отсека.

При этом происходит промывка нефти пластовой водой и ее обезвоживание. Обезвоженная нефть поступает в сборный коллектор 5 и выводится из аппарата. Отделившаяся от нефти вода через переливное устройство 7 поступает в водосборную камеру и с помощью регулятора уровня "вода- нефть" 6 сбрасывается в систему подготовки дренажных вод.

Эффективность разделения достигается благодаря использованию: тепла, ПАВ, промывки через слой воды и промежуточному слою, играющему роль своеобразного фильтра. Промежуточный слой образуется из-за того, что крупные капли нефти несут мельчайшие капельки воды (множественная эмульсия). Капля нефти на границе раздела фаз вода-нефть коалесцирует со слоем нефти, а капли воды остаются на поверхности раздела.

Из-за малого диаметра скорость оседания таких капель чрезвычайно мала (закон Стокса). Они могут накапливаться на границе раздела и иногда, если высота этого слоя больше допустимых пределов, даже нарушать работу отстойника. Но роль этого слоя в замедлении скорости движения капель нефти, что способствует коалесценции капель воды.

Таблица 1 - Техническая характеристика отстойников

Тип установки

Пр-ть по жидкости, т/сут

Обводненность продукции, %

Макс рабочее давление, кгс/см2

Объем емкости, м3

Пр-ть

Объем, т/(сут м3)

поступающей

уходящей

БАС – 1

2500

≥30

≤20

6

100

25

УПС – 2000/6

2000

До 90

до 30

5

100

20

УПС – 3000/6

3000

До 90

до 30

6

200

15

ОГ – 200П

10000

>30

≤10

6

200

50

Рабочая температура – 15 – 50oC

Предварительный сброс воды в вертикальном резервуаре получил широкое распространение. По данным испытания РВС-2000 и РВС-5000 в Татарии для сброса воды при обводненности поступающей нефти от 20 до 55 %, можно констатировать следующее:

РВС-5000 10000 т/сут;

РВС-2000 5000 т/сут,

что соответствует времени пребывания жидкости в аппарате 6 – 7 часов. Повышение загрузки аппарата выше этих пределов ведет к увеличению содержания нефти в сбрасываемой (дренажной) воде;

  • температура водонефтяной смеси должна быть не ниже 20 – 25ºС. Снижение температуры вызывает ухудшение процесса отстоя как по качеству нефти, так и по качеству сбрасываемой воды;

  • заблаговременный (за 0,6-1 км до резервуаров) ввод дренажной воды в нефтепровод резко улучшает качественные и количественные показатели процесса за счет путевых эффектов разрушения эмульсии в нефтепроводе и взаимной очистки нефти и воды в процессе движения по трубопроводу.

Таблица 2 - Характеристика процесса предварительного сброса воды в РВС (Татария)

Из сравнения данных таблиц 1 и 2 казалось бы, что предварительный сброс в горизонтальной цилиндрической емкости более экономичен, чем в РВС, т.к. показатель производительности аппаратов на 1м3 полезной емкости у горизонтального аппарата (по паспортным данным) в несколько раз выше, чем у РВС. Однако по эффективности сброса воды из технологических резервуаров и булитов (технико-экономические показатели) это не совсем так.

Качество получаемой нефти и воды влияет на технологию последующих процессов подготовки нефти и очистки воды.

Предварительный сброс воды является промежуточной операцией в общем технологическом процессе подготовки нефти до товарных кондиций и очистки дренажных вод до норм, позволяющих осуществлять их закачку в пласт. С этой точки зрения, одним из важнейших показателей эффективности работы установок предварительного сброса является качество получаемой на выходе из них нефти и воды. Причем, если качество нефти на выходе из УПСВ влияет на технологию последующей подготовки нефти лишь косвенно, то качество дренажной воды прямо определяет как технологию последующей очистки сточных вод, так и состав очистных сооружений.

Как следует из теории и было подтверждено практикой, качество получаемой нефти и дренажной воды из аппаратов предварительного сброса при прочих равных условиях зависит от высоты столба воды в аппарате и времени пребывания в нем жидкости. Если РВС позволяет поддерживать столб воды высотой 6-7 м при времени пребывания в них жидкости 6-7 часов, то высота столба воды в булите поддерживается не более 2 м при теоретическом времени пребывания в нем жидкости не более 0,8-1,3 часа. Следовательно, с точки зрения качества получаемой нефти и воды резервуары имеют преимущества перед булитами. Этот вывод имеет весьма важные последствия: проблема очистки сточных вод должна быть заменена задачей получения чистых дренажных вод, пригодных для закачки в пласты без дополнительной очистки, непосредственно из технологического цикла подготовки нефти. Это предполагает целесообразность возврата дренажных вод в трубопровод перед установками предварительного сброса, а затем в смеси с нефтью в сами аппараты, т.к. в этом случае достигается более глубокая очистка дренажной воды.

studfiles.net

Поволжский завод "Спецмаш" - Отстойники нефти типа ОГ

Типовой чертеж отстойника нефти типа ОГ

Таблица 1. Основные параметры и размеры отстойников нефти

Параметр Значение
* Производительность по нефтеводянной смеси, м3/сут 5000-6000
Давление рабочее, МПа, не более 0,8
Давление расчетное, МПа 0,6
Давление пробное при гидроиспытании, МПа 1,0
Рабочая температура среды, град. С 45
Расчетная температура стенки, град. С 50
Минимально допустимая температура стенки аппарата, находящегося под давлением, град. С минус 60
Средняя температура наиболее холодной пятидневки, град. С минус 55
** Среда нефть, пластовая вода, попутный газ
Характеристика среды токсичная, класс опасности 3 по ГОСТ 12.1.007-76, категория взрывоопасности-IIA по ГОСТ Р 51330.11-99, группа взрывоопасной смеси ТЗ по ГОСТ Р 51330.5-99, пожароопасная;
Вместимость, м3 100
Группа аппарата по ОСТ 26 291-94 1
Прибавка для компенсации коррозии, мм 4
Расчетный срок службы, лет 10
Сейсмичность, балл по шкале MSK-64, не более 6
Расчетное число циклов нагружения 1000
Материал основных деталей 09Г2С-6 ГОСТ 5520-79
Масса аппарата, кг, не более 23 500
Масса аппарата при гидроиспытании, кг, не более 123 500

Примечание: * Изменяется в зависимости от рабочей температуры среды и стойкости эмульсии. ** Содержание воды до 95%.

Таблица 2. Назначение и условные проходы штуцеров отстойников нефти

Обозначение Назначение Количество Проход условный Dy,мм Давление условное Ру,МПа Вылет Тип уплотнительной поверхности
A1,2 Ввод эмульсии 2 250 1,6 200 Выступ-впадина
Б Дренирование пластовой воды 1 300
В Для откачки 1 150
Г Для предохранительного клапана 1 200
Д1,2 Вывод нефти 2 200
Е Воздушник 1 100 190
Ж Люк 1 500 220
З 1,2 Для удаления шлама 2 300 200
И Для межфазного регулятора уровня 1 150/100 1,6/4,0 200/120
К Для пробоотборников 1 300 1,6 220
Л Для манометра 1 5027x2 4,0 180
М Для термометра 1 50Rc1/2 195
Н1-4 Для отбора проб 4 20 - 100 -
П1,2 Люк-лаз 2 800 1,6 - Выступ-впадина
Р Резервный (для отбора газа) 1 200 1,6 200

pozsm.ru

Очистка сточных пластовых вод на установках подготовки нефти

Большинство современных  систем очистки сточных пластовых вод (СПВ), которые функционально и территориально совмещаются с установкой подготовки промысловой продукции, можно классифицировать следующим образом:

Схема 1. Подготовка СПВ на основе использования вертикальных стальных резервуаров-отстойников (РВО).

Схема 2. Подготовка СПВ отстаиванием в РВО и фильтрованием в напорных фильтрах.

Схема 3. Подготовка СПВ в напорных отстойниках (НО).

Схема 4. Подготовка СПВ отстаиванием в НО и фильтрованием в напорных фильтрах.

Схема 5. Открытая очистка СПВ.

Схема 6. Подготовка СПВ отстаиванием в нефтеловушках и прудах с последующим напорным фильтрованием.

Кроме указанных технологий очистки СПВ, на установках подготовки нефти, воды и газа применяются различные специальные технологии, среди которых необходимо выделить две:

Технология 1, предназначенная для подготовки смешанных пластовых вод, поступающих из различных продуктивных горизонтов, например девонского и угленосного:

Технология 2 , предназначенная для подготовки и очистки промысловой продукции с высоким содержанием механических примесей и высокоплотных компонентов типа сульфида железа.

Рис. 25  Схема подготовки СПВ при помощи вертикальных отстойников:

1-СПВ от УКПН и товарного парка; 2-промежуточная емкость; 3,6-насосы; 4-резервуары отстойники; 5-премная камера очищенной воды; 7-очищенная СПВ на КНС; 8-СПВ от технологических резервуаров

Схема 1 нашла достаточно широкое  распространение  на промыслах страны. В классическом виде она реализована, например, на Каменноложской УКПН с производительностью по СПВ до 6000 м3 /сут (рис.  25 ). использовано три водоочистных вертикальных стальных резервуара единичной вместимостью 5000 м3 , обвязанных по параллельной схеме и работающих в статическом режиме отстаивания. По данным Е. А. Миронова, эта схема обеспечивает высокую степень очистки СПВ (табл. 1.6).

Характеристика Каменноложской УКПН по очистке сточных вод

Таблица 1.6

Показатели Каменноложской УКПН

Место измерения на водоочистных резервуарах

Вход

выход

Температура потока, 0 С

12 - 42

6 – 33

Содержание примесей , мл/л :

Углеводородных

Механических

         77 - 967

53 - 155

         16 – 36

12 - 44

Схема с вертикальными резервуарами-отстойниками имеет многочисленные вариации по технологической обвязке и материальной начинки водоочистных резервуаров. Например,  на объектах объединения Татнефть в качестве резервуаров-отстойников часто используют жидкостные гидрофобные резервуары, в которых очищаемая вода проходит через слой нефти.

Рис. 26  Схема подготовки СПВ при помощи вертикальных отстойников и напорных фильтров:

1-ввод неочищенных СПВ; 2-первая группа отстойников; 3-подача коагулянта; 4-вторая группа отстойников; 5,8,11-насосы, 6-напорный песчаный фильтр; 7-резервуар для очищенных СПВ; 9-подача очищенных СПВ в нагнетательные скважины; 10-циркуляционная линия для регенерации фильтра

Схема 2 позволяет  обеспечить проектную очистку в условиях ограниченного объема водоочистных резервуаров. Технология, реализованная по этой схеме, в частности на УПН НГДУ Горскнефть, предусматривает использование всего 2600 м3  резервуарной емкости при производительности по очищаемой сточной воде до 5000 м3 /сут. (рис. 26  ) удельный расход резервуарной емкости в данном случае составляет около 0,5 м3 на 1 м3 /сут. производительности, т.е. в 5 раз меньше, чем на объекте   напорного фильтрования.

Параметры подготовки СПВ

Производительность,  м3/сут                              2500 – 5000

1 группа резервуаров-отстойников:

тип                                                                          РВС – 700

число                                                                      2

периодичность удаления осадков, мес.              2    

2 группа резервуаров-отстойников:

       

тип                                                                          РВС – 300

число                                                                      4

периодичность удаления осадков, мес.              2

Расход коагулянта, мг/л                                              30 – 40

Группа напорных фильтров:

тип  вертикальные , кварцевые

число                                                                     7

диаметр, м                                                            2

высота фильтрующего слоя, м                           0,9

скорость фильтрации при производительности  5000 м3 /сут, м/ч 10

продолжительность цикла, ч                              4 – 6

перепад давления при отключении фильтра, Мпа  0,06 – 0,07

температура очищенной воды, 0С                    35 – 50

Доля очищающей воды от объема очистки, %           10                                

   

Схема  предусматривает очистку СПВ под определенным избыточным давлением, обычно в горизонтальных буллитах объемом до 200 м3. Технологическая цепочка включает в себя дополнительный элемент-дегазатор, т.к. поступающая с установки подготовки нефти неочищенная СПВ при указанном давлении содержит некоторое количество растворенного газа. Дегазатор в комплексе с регулятором давления устанавливается непосредственно  за напорным отстойником на линии очищенной СПВ. Уловленная в отстойнике нефть возвращается на УПН, а осадок периодически удаляется в шламосборник.

Техническая характеристика и показатели очистки СПВ на ТХУ Покровского месторождения, где реализована подобная схема , следующие:

Производительность, м3/сут

Остаточное избыточное давление на входе в напорные

          отстойники, Мпа

Вместимость единичная, м3 :

          Напорных отстойников

          Дегазаторов

Периодичность удаления осадков, сут

Длительность отстаивания, ч

Содержание нефтепродуктов в СПВ, мг/л:

          До очистки

          После очистки

Содержание механических примесей в СПВ, мг/л:

          До очистки

          После очистки

Схема , как правило, «примыкает» к термохимическим установкам  подготовки нефти, но предусматривает более глубокую очистку по сравнению со схемой .

Параметры системы очистки сточных пластовых вод, поступающих от одной из термохимических установок НГДУ Лениногорскнефть, следующие:

Напорные отстойники:

Последовательная

     Вместимость единичной емкости, м3

Горизонтальный

     Длительность отстоя при расходе 1600 м3/сут, мин

    Диаметр, м

Фильтрующий материал

     Толщина нижнего слоя (d =1,5 – 2 мм), см

     Толщина верхнего слоя ( d = 0,5 – 1,2 мм), см

     Скорость фильтрации при 1600 м3/ч, м/ч

     Периодичность промывки, ч

     Интенсивность промывки, л/(с  м2)

     Длительность промывки, мин

     Периодичность замены песка, мес

Показатели процесса очистки приведены в таб. 1.7

Надо отметить,  что подготовленная таким образом СПВ закачивалась в нагнетательные скважины с проницаемостью от 0,17 до 0,80 мкм2 . В скважинах  с проницаемостью более 0,25 мкм2 снижение проницаемости не значительно.

Показатели процесса очистки сточных вод, поступающих от термохимических установок

Таблица 1.7

показатели

Место измерения

До НО

После НО

После фильтров

Температура среды, 0С

42 – 54

40 - 50

38 – 46

Содержание примесей, мг/л:

Углеводородных

46

35

20

механических

48

42

25

Необходимость использования специальных технологий и схем очистки СПВ возрастает в связи с возвратом к отбору пластовой продукции из верхних горизонтов. Строительство параллельных установок для подготовки продукции двух и более горизонтов на одной площади, как правило, неэффективно. Совмещенные технологии используются на месторождениях Волго – Уральского региона. Параметры системы очистки СПВ, поступающей с одной из ТХУ НГДУ Бугурусланнефть, приведены ниже.

Производительность, м3/сут

3000

Характеристика смешиваемых вод

Основ. элементы системы

Очистки

Содержащие FeS и содержащие h3S Ливнесброс, нефтеловушка, пруд-отстойник, водоочистные резервуары (ВР)

Характеристика ВР:

Число

3

Обвязка

последовательная

Единичный объем, м3

1000

Тип

вертикальный

Показатели процесса очистки смешанных СПВ

показатели

Место изменения

Вход СПВ

После нефтело-вушки

После

пруда-от-

стойника

После водоочистных резервуаров ВР

Без реаген-тов

С реагента-ми

Содержание, мг/л:

нефтепродуктов

50

43

40

19

10

Механических примесей

50

38

32

19

12

h3S

28

26,5

26,1

21

18

Водородный показатель рН

5,8

5,8

5,8

7,2

5,1

Надо сказать, что технология очистки смеси железосодержащих и сероводородсодержащих вод в качестве специфического элемента включает в себя процесс отработки химреагентами: известью (СаО) в количестве 75 мг/л и глиноземом (Al2O3) – 50 мг/л. Ввод химреагентов осуществляется через напорный смеситель непосредственно перед ВР. Другая особенность  очистки смешанных   (h3S, Fe) вод – развитая, система удаления осадков, так как  при смешении исходных  вод и особенно при их обработке известью и глиноземом образуется нерастворимое сернистое железо.

Результаты сравнения различных технологий очистки СПВ, для одинаковых условий, приведены в табл. 1.8

Сравнительные показатели технологий очистки СПВ

Таблица 1.8

Показатели очистки

фильтрование

Отстаивание в гидрофобных РВС

Пруды-отстойники

Содержание нефти, мг/л:

Диапазон

4 – 43

5 – 71

19 – 81

Среднее

12,5

30,3

45,3

Относительное загрязнение

1

2,4

3,6

При проектировании и эксплуатации систем очистки СПВ, входящих в состав УПН, необходимо учитывать влияние смежных объектов: технологических (нефтяных) резервуаров, средств утилизации, в том числе коммерческой, углеводородных и иных примесей.

Очистка сточных пластовых вод на нагнетательных скважинах

Очистка СПВ непосредственно на нагнетательных скважинах осуществляется чаще всего с целью восстановления их приемистости. На режиме самоизлива из полости нагнетательной скважины и из загрязненной призабойной зоны пласта выносятся СПВ. Механические примеси и углеводородные компоненты отделяются обычно с использованием трех схем.

По первой схеме загрязненная вода отбирается непосредственно из нагнетательной скважины, очищается на передвижной установке и снова закачивается в пласт. Состав передвижной водоочистной установки входят буферная емкость, фильтры и высоконапорный насос с дизельным приводом. Производительность установки - 30 – 40 м3/ч

По второй схеме у каждой нагнетательной скважины сооружаются резервуары-накопители или накопители СПВ суммарным объемом около 250 м3 с водонепроницаемыми днищем и стенками. Промывная вода из накопителей вывозится автоцистернами на базовые установки подготовки СПВ и УПНиВ.

По третье схеме загрязненные СПВ по давлением самоизлива подаются на очистные сооружения на УПНиВ. При этом на учасках от водораспределительного пункта (ВРП) до КНС и от КНС до УПНиВ сооружаются специальные водоводы либо используются вторые нитки рабочих водоводов. На КНС и ВРП

устанавливаются переключающие устройства. Исследования ТатНИПИнефти и Гипровостокнефти показали, что в первые 20 – 50 мин. Самоизлива, т.е. в период опорожнения полости скважины, в СПВ содержится фоновое количество примесей. Далее степень загрязнения резко возрастает до 10 г/л, а затем постепенно снижается. Продолжительность отбора загрязненных СПВ лимитируется дебитом самоизлива, от которого зависит скорость выноса механических примесей.  В таблице 1.9 приведены данные о динамике самоизлива нагнетательных скважин Ромашкинского (скв. 2040) и Мухановского (скв. 11, 602) месторождений.

Динамика самоизлива нагнетательных скважин Мухановского и Ромашкинского месторождений.

Таблица 1.9

Время самоизлива, ч.

Скважина 11

Скважина 602

Скважина 2040

Дебит,

м3/ч

Накопленный дебит,

М3/ч

Дебит,

м3/ч

Накопленный дебит,

М3/ч

Дебит,

м3/ч

Накопленный дебит,

М3/ч

0,17

33

5,5

48,3

7,3

45

7,9

0,33

29

10

36

13,3

44,1

15

0,50

25

15,1

33

18,8

42,8

22,5

1

22

28

29,7

33,7

36

41,8

2

18

43,5

26,4

61,1

21,6

69,6

3

16

60

23,7

85,9

-

-

6

14

102,5

20,2

149,3

-

-

10

12

150,8

14,7

170,8

-

-

33

9

373,6

8,8

453,1

-

-

160

4

1114

0,7

819

-

-

Минимальная скорость выноса для этих скважин достигается при дебите самоизлива около 20 м3/ч. Следовательно , продолжительность отбора в скв. 11 и 2040 составляет 1 – 2 ч, а в скважине 602 – около 6 часов.

oilloot.ru