Отчет по учебной практике в «ТНК-ВР»

При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты  закачивают через затрубное пространство, не останавливая работу скважины по подъемным (насосно-компрессорным) трубам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке тепловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незначительно.

       Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного подземного оборудования и спуска насосно-компрессорных трубе пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10-12 м³ горячей нефти и 80-100 кг ПАВ). По истечении 6-7 ч после обработки скважину пускают в работу.

При использовании пластовой воды ее нагревают до 90-95°С и добавляют ПАВ (0,5-1 % объема воды). Приготовленную таким способом воду в количестве 70-80 м³ под давлением закачивают в скважину.

Одним из наиболее эффективных методов  теплового воздействия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8-15 МПа при следующих благоприятных условиях: глубина продуктивного пласта не более 1200 м, толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами, не менее 15 м, вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа*с, остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50%, плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м³. Не рекомендуется проведение паротепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.

       Перед  закачкой пара проводят исследование скважин: замер дебита нефти, газа и воды, пластового давления, температуры, статического уровня. Затем промывают забой, спускают насос-но-компрессорные трубы

с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглубоких скважинах (до 500-600 м) паро-тепловую обработку часто проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компрессорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудование, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компенсатора с телескопическим устройством.

       Парогенераторную установку (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора своим давлением вытесняет нефть из НКТ и поступает в пласт. После закачки пара (не менее 100 т) устье скважины герметизируют на 2-5 сут для передачи тепла в глубь пласта. Затем извлекают НКТ, спускают насосное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию.

Электротепловая обработка  скважин осуществляется при помощи электронагревателей (рис. 12), спускаемых в скважину на кабеле-тросе. Скважинный электронагреватель состоит из трех основных узлов: головки, клеммной полости, трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). Головка соединяется болтами с гидрофланцем.

Прогрев призабойной  зоны пласта обычно проводится в течение 5-7 сут, радиус повышенного температурного поля достигает при этом 1—1,2 м.

Электронагреватели (ТЭН) изготовляют в поднасосном и  неподнасосном вариантах. ТЭН поднасосного варианта осуществляют стационарный электропрогрев призабойной зоны пласта одновременно с эксплуатацией скважины. Эффективность процесса обусловливается не только увеличением проницаемости пласта за счет расплавления смолопарафиновых отложений, по и снижением вязкости добываемой жидкости.

ТЭН неподнасосного варианта после прогрева призабойной зоны поднимается на поверхность, а скважину оборудуют снова насосной установкой и пускают в эксплуатацию (циклический электропрогрев). После прогрева скважину необходимо ввести в эксплуатацию раньше, чем парафино-смолистые компоненты вновь затвердевают на стенках поровых каналов. Это накладывает ограничение по глубине залегания пластов, подвергающихся периодическому электропрогреву (максимальная глубина 1500 м). Метод применяется обычно на месторождениях с маловязкими нефтями.

Термогазохимическое воздействие на призабойную зону пласта заключается в сжигании на забое скважин порохового заряда, спускаемого на электрокабеле. Время сгорания регулируется и может длиться от нескольких минут до долей секунды. При быстром сгорании порохового заряда (0,01-1 с) на локальном участке в приствольной зоне пласта создается высокое давление (100-250 МПа). При этом в породе возникают аномальные напряжения, приводящие к необратимым деформациям и осуществляется механическое воздействие на пласт, приводящее к образованию в нем новых трещин и расширению существующих под давлением пороховых газов. Обработки проводятся обычно без пакера.

 При увеличении времени сгорания (медленном горении) создаваемое давление уменьшается, но увеличивается время воздействия на призабойную зону пласта высокой температуры (до 350°С) и продуктов горения, в которых содержится азот, оксид азота, углекислый газ, хлор, хлористый водород, вода.               Нагретые пороховые газы проникают по порам и трещинам в глубь пласта, расплавляют смолы, парафины и асфальтены, осуществляя тепловую обработку. Углекислый газ, растворяясь в нефти, уменьшает ее вязкость и поверхностное натяжение на границе с водой и породой. Проникая в поры и трещины пласта, хлористый водород, соединяясь с пластовой водой, образует раствор соляной кислоты (до 5%-ной концентрации), которая, взаимодействуя с карбонатными породами, увеличивает пористость, расширяет трещины. Таким образом, при термогазохимическом воздействии призабойная зона пласта подвергается комплексной механической, тепловой и химической обработке с растворителем.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ

  3.1 Промысловая подготовка нефти

Из нефтяных скважин  в общем случае извлекается сложная  смесь, состоящая из нефти, попутного  нефтяного газа, воды и мехпримесей (песка, окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя. Во-первых, вода - это балласт, перекачка которогЬ не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды в пониженных точках трассы. В-третьих, минерал изо ванная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей - абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

3.1.1. Дегазация

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором, а сам процесс разделения - сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.

Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Вертикальный сепаратор  представляет собой вертикально  установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

 Горизонтальный сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок и распределительное устройство поступает на полки  и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель, где разрушается пена, и влагоотделитель, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер.

Для повышения эффективности  процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.

3.1.2  Обезвоживание

             Распространено механическое, тепловое и химическое обезвоживание нефти.

         Основная разновидность механических приемов обезвоживания нефти - гравитационное отстаивание. Применяют два вида режимов отстаивания периодический и непрерывный, которые соответственно осуществляются в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно применяют цилиндрические отстойные резервуары (резервуары отстаивания), аналогичные резервуарам, которые предназначены для хранения нефти. Сырая нефть, подвергаемая обезвоживанию, вводится в резервуар при помощи распределительного трубопровода (маточника). После заполнения резервуара вода осаждается в нижней части, а нефть собирается в верхней части резервуара.

Отстаивание осуществляется при спокойном (неподвижном) состоянии  обрабатываемой нефти. По окончании  процесса обезвоживания нефть в вода отбираются из отстойного резервуара. Положительные результаты работы отстойного резервуара достигаются только в случае содержания воды в нефти в свободном состоянии или в состоянии крупнодисперсной нестабилизированной эмульсии.

Различают горизонтальные и вертикальные отстойники непрерывного действия. Горизонтальные отстойники подразделяются на продольные и радиальные. Продольные горизонтальные отстойники в зависимости от формы поперечного сечения могут быть прямоугольные и круглые.

В гравитационных отстойниках непрерывного действия отстаивание осуществляется при непрерывном потоке обрабатываемой жидкости через отстойник.

Одним из основных современных  приемов обезвоживания нефти  является термическая или тепловая обработка, которая заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. Нагрев вызывает разрушение эмульсии воды в нефти и способствует коалесценции мелких капель воды в более крупные. В водонефтяной эмульсии на поверхности частиц воды образуются бронирующие слои, состоящие из асфальто-смолистых веществ и парафинов. При обычной температуре эти слои создают прочную структурную оболочку, которая препятствует слиянию капель. При повышении температуры вязкость веществ, составляющих защитные оболочки, значительно уменьшается. Это приводит к снижению прочности таких оболочек, что облегчает слияние глобул воды. Кроме того, в результате нагревания понижается вязкость нефти, что способствует ускорению выделения воды из нефти путем отстаивания. В сочетании только с отстаиванием такая обработка применяется редко. В современных условиях тепловая обработка обычно используется как составной элемент более сложных комплексных методов обезвоживания нефти, например, в составе термохимического обезвоживания (в сочетании с химическими реагентами и отстаиванием), в комплексе с электрической обработкой и т.д.

Нагревание нефти, подвергаемой обезвоживанию, осуществляется в специальных  нагревательных установках. Разработано  большое число разновидностей таких  установок. Нагреватели устанавливают в технологической линии обезвоживания нефти после отделения (сепарации) из нефти газов, но ранее ввода нефти в отстойник.

 

В современной нефтяной промышленности наиболее широко применяются  химические методы обезвоживания нефти. Основным элементом таких методов является разрушение эмульсий воды в нефти при помощи химических реагентов. Разработано довольно много таких реагентов. Кроме того, организовано их промышленное производство. Эффективность химического обезвоживания нефти в значительной степени зависит от вида применяемого реагента. Выбор эффективного реагента, в свою очередь, зависит от вида водонефтяной эмульсии, подвергаемой разрушению и других особенностей нефти, подвергаемой обезвоживанию. Выбор реагентов-деэмульгаторов в каждом конкретном случае производится на основе специальных лабораторных и промысловых исследований.

Необходимым элементом  химического обезвоживания, как  и в прочих комбинированных методах  обезвоживания нефти, является гравитационное отстаивание обрабатываемой водонефтяной эмульсии. В некоторых системах обезвоживания в сочетании с использованием реагентов-деэмульгаторов применяется также и нагревание нефти, подвергаемой обезвоживанию. Процесс использования реагентов-деэмульгаторов состоит в том, что реагент вводится в эмульсию, подвергаемую разрушению, и перемешивается с ней, после чего создаются условия для выделения воды из нефти путем отстаивания. Можно применять как периодическое, так и непрерывное разрушение эмульсий, но в настоящее время предпочтение отдается непрерывным процессам. Применяют три варианта реализации химического обезвоживания нефти: обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтяной скважине («внутрискважинная деэмульсация»); обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтесборном трубопроводе («путевая деэмульсация»); деэмульсация и обезвоживание нефти непосредственно в отстойных резервуарах, когда реагент вводится в резервуар после его заполнения эмульсией, подвергаемой обработке.

3.1.3 Обессоливание

Обессоливание нефти  осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.