Пластовая и подтоварная вода в чем разница

Водоподготовка и водоочистка

Очистка пластовых и подтоварных вод, которые образуются параллельно с первичной нефтепереработкой, является сопутствующим процессом, но который также требует особого внимания. Этому и посвящена данная статья.

Процесс первичной очистки сырой нефти сопровождается получением подтоварной воды, которая может быть использована в технологических нуждах на предприятиях. К тому же, при добыче нефтепродуктов освобождается большой объем пластовой воды, которая тоже, в свою очередь, применяется на производствах. Но эта жидкость всегда имеет в своем составе соли, механические примеси, частицы газа, нефти и другие элементы, которые необходимо удалить.

Способы очистки пластовых и подтоварных вод

Фильтрование является одним из наиболее распространенных способов, который не требует дополнительных реагентов, но при этом имеет высокую производительность и отличается высокой степенью очистки, так как основано на применении гидрофобного фильтра, позволяющего задерживать большое количество взвешенных частиц и примесей.

Метод коалесценции основан на применении коалесцирующих насадок, которые являются «расходным» материалом, так как происходит их постепенное заполнение каплями нефти, газа и механическими частицами.

Процесс дегазации воды позволяет освобождать газовые частицы и использовать полученный газ в производственных нуждах дальше.

Оборудование для очистки пластовых и подтоварных вод

Для целей очистки на нефте­перера­батывающих заводах применяются:

Так, отстойники и аппараты позволяют эффективно очищать пластовую воду с содержанием:

В зависимости от типа оборудования и объема емкости (до 200 м 3 ) производительность отстойников разного вида составляет от 500 до 15000 м 3 /ч.

Устройство отстойников и аппаратов для очистки воды от нефтепродуктов

Отстойники представляют собой горизонтальные емкости, которые внутри разделены на негерметичные отсеки, имеют гидрофобные фильтры или коалесцирующие фильтр-насадки, задерживающие содержащиеся в воде механические примеси, взвешенные нефть или газ.

Например, внутри гидрофобных отстойников имеется один или несколько гидрофобных слоев водонефтяной эмульсии, задерживающие нефтяные капельки, которые затем выводятся из корпуса. Количество отсеков зависит от объема оборудования, требований к производительности и степени очистки воды.

В отстойниках с жидкостным фильтром также присутствует гидрофобный слой нефти, на котором оседают нефть и механические примеси. Дополнительно действующая внутри гравитационная сила увеличивает степень очистки пластовой или сточной воды.

В аппаратах очистки воды, в том числе глубокой, устанавливаются коалесцирующие насадки, на которых оседают те вещества, которые необходимо удалить из воды: нефть, газ, взвешенные частицы грязи. Эти фильтр-насадки постепенно загрязняются и требуют замены.

Флотаторы-дегазаторы характеризуются наличием дестабилизатора фазового состояния, который выполняет функцию очистки от эмульгированной нефти и частиц газа за счет понижения давления в основном отсеке.

Использование всего ассортимента оборудования для очистки воды позволяет получать на выходе очищенную воду со следующим показателями:

(*полный ассортимент оборудования для очистки пластовых вод Вы можете посмотреть в соответствующем разделе Каталога продукции)

Источник

Нефтепромысловые воды. Состав, физико-химические

Свойства

Под нефтепромысловыми водами обычно понимают следующие виды вод: пластовые, присутствующие в нефтяной залежи изначально; попутно-добываемые, представляющие собой смесь пластовой и закачиваемой в системе ППД вод; сточные подтоварные воды – воды, отделяемые от продукции скважин в процессе ее подготовки; закачиваемые в системе ППД воды.

Состав нефтепромысловых вод, чрезвычайно разнообразен. Это определено их видом и происхождением. Даже в пределах одного месторождения состав попутно-добываемой воды может варьировать в широких пределах от скважины к скважине, в зависимости от расположения ее относительно фронта вытеснения, неоднородности коллектора, степени взаимодействия породы с закачиваемой водой. Состав пластовых вод, в свою очередь, зависит от геологического возраста, стратиграфии и химического состава пород эксплуатируемого горизонта, физико-химических свойств нефти и газа, пластовой температуры, давления и т.д.

Не смотря на разнообразие нефтепромысловых вод, все они содержат в своем составе растворенные соли. Общее содержание растворенных солей в воде характеризуется минерализацией (S, г/л; кг/м 3 ; мг/л).

По величине минерализации нефтепромысловые воды делятся на четыре группы:

Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывают температура, а для вод гидрокарбонатного типа и парциальное давление СО₂.

Изменение термобарической обстановки даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей, на процесс формирования пересыщенных растворов относительно какого-либо компонента и его осаждения.

По типу растворённых в воде солей пластовые воды классифицируются на хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные). Тип пластовой воды определяется анионом.

Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты и обусловлен преобладающим карбонат (CO₃ –2 ), или бикарбонат – (HCO₃ – ) анионом.

В случае преобладания аниона хлора (Cl – ) вода относится к хлоридному типу (хлоркальциевые и хлориднонатриевые воды).

Тип воды влияет на величину вязкости. Наибольшую вязкость имеют воды хлоркальциевого типа. Вязкость их приблизительно в 1,5–2 раза больше вязкости чистой воды. С возрастанием минерализации пластовых вод вязкость их возрастает. Влияние давления на величину вязкости пластовых вод проявляется двояко.

В области низких температур (0–32 о С) с возрастанием давления вязкость уменьшается, а в области температур выше 32 о С – возрастает.

Кислотность воды определяется концентрацией ионов водорода и выражается показателем концентрации водородных ионов (рН), который равен отрицательному логарифму концентрации.

В зависимости от величины рН воды подразделяются на:

¾ кислые (pН 2 поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля (R/L) в 1 В на 1 см длины. Удельная электропроводность обратно пропорционально связана с удельным сопротивлением раствора (ρ):

где R – сопротивление раствора электролита, Ом; L – расстояние между электродами, м (см); S – поперечное сечение сосуда, в котором находится раствор электролита, м 2 (см 2 ).

С увеличением минерализации пластовой воды удельная электропроводность её растёт. Удельная электропроводность ((Ом·м) –1 ) изменяется в диапазонах для:

¾ дистиллированной воды – 10 –3 –10 –4 ;

¾ речной воды – 10 –1 –10 –2 ;

¾ пластовой воды – 10 –1 –1;

¾ воды с содержанием 5 % NaCl – 6,6;

¾ воды с содержанием 20 % NaCl – 20;

¾ нефтей – 0,5·10 –7 – 0,5·10 –6 ;

Газонефтяные смеси (пены)

Пены представляют собой высококонцентрированную газожидкостную дисперсную систему, состоящую из ячеек газа, разделенных тонкими достаточно устойчивыми и механически прочными пленками жидкости. Эти пленки создают жесткий каркас, который придает пенам определенные структурно-механические свойства.

Пены делятся на поверхностные и внутренние.

Поверхностная пена появляется в результате изменения давления или температуры, что позволяет осуществить частичный переход жидкой фазы в газ в объеме жидкости. Появляющиеся пузырьки быстро поднимаются к поверхности. При нормальных условиях они прорываются через поверхность и уходят из системы в виде отдельной газовой фазы.

Внутренняя пена это более сложный тип структуры, существующей в условиях низкой плотности и большой вязкости. При этом условии обеспечивается высвобождение газа из массы жидкости и образуются пузыри, которые стремятся к поверхности, но из-за влияния сил внутреннего трения, а так же низкой плотности жидкости не достигают ее, а рассеиваются в объеме жидкости.

Дисперсность пены – это степень дробления пузырьков газа в объеме жидкости. Чем мельче размер пузырьков и больше их количество тем выше дисперсность пены. Пены характеризуются высокой полидисперсностью. Это значит, что размеры пузырьков не обязательно одинаковы, а варьируют в широких пределах.

Кратность пены – это соотношение объема пены и объема жидкости, находящейся между пузырьками газа. Кратность определяет форму пузырьков и плотность их упаковки. При кратности 10–20 пузырьки имеют сферическую форму. При более высоких значениях кратности пузырьки имеют форму многогранников и образуют ячеистую “сотовую” структуру, каркас которой образуют пленки жидкости.

Прочность пены и время ее существования зависят от структуры и состава пленок дисперсионной среды. Устойчивость пены оценивается временем жизни пузырьков, которая, в свою очередь, зависит от прочности пленки жидкости. Устойчивость пены (t) определяется как отношение высоты столба пены (h) к средней линейной скорости самопроизвольного ее разрушения (v)

1.26

Этот параметр зависит от величины поверхностного натяжения и содержания в нефти поверхностно-активных веществ, способных адсорбироваться на границе раздела фаз и образовывать прочные “бронирующие” оболочки на поверхности газовых пузырьков. Нефть может содержать большое количество природных ПАВ – смол, асфальтенов, парафинов и образовывать устойчивые пены при выделении газа.

Водонефтяные эмульсии

При подъеме обводненной нефти от забоя скважины до ее устья и дальнейшем движении по промысловым коммуникациям происходит непрерывное перемешивание нефти с водой, сопровождаемое образованием стойких эмульсий. В свою очередь перемешивание – является следствием турбулизации потока за счет энергии выделяющихся газовых пузырьков.

Образование и стойкость водонефтяных эмульсий в основном определяется скоростью движения водонефтяной смеси, относительной величиной содержания фаз, физико-химическими свойствами этих фаз, температурным режимом.

Термодинамически неустойчивые, эмульсии классифицируют по полярности дисперсной фазы и дисперсионной среды, а также по концентрации дисперсной фазы в системе:

Согласно первому признаку, различают эмульсии:

¾ эмульсии полярной жидкости в неполярной среде эмульсии второ­го рода, или обратные (В/М) (рис. 1.7 б).

¾ множественные эмульсии (как прямого так и обратного типа). Данная группа эмульсий обычно формируется в процессе деэмульсации нефти и очистки нефтепромысловых сточных вод на границе раздела фаз нефть-вода (промежуточные слои).

Рис. 1.7. Нефтяные эмульсии: а) – первого рода, прямые, М/В;

б) второго рода, обратные, В/М. 1 – дисперсионная среда (сплошная, внешняя); 2 – дисперсаня фаза (разобщенная, внутренняя).

В эмульсиях М/В внешней фазой является вода, и поэтому они смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокой электропроводностью, в то время как эмульсии В/М смешиваются только с углеводородной жидкостью и не обладают заметной элек­тропроводностью. Установлено, что тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов нефти и воды: дисперси­онной средой обычно стремится стать та жидкость, объем которой больше.

Согласно второму признаку нефтяные эмульсии классифицируют по концентрации дисперсной фазы в дисперсионной среде, в связи с чем они подразделяются на три типа: разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные

К разбавленным относят эмульсии, содержащие до 0,2 % объемных дисперсной фазы; к концентрированным – с содержанием дисперсной фазы до 74 % объемных; к высококонцентрированным – с содержанием дисперсной фазы более 74 % объемных.

Особенности концентрированных эмульсий: 1) капли имеют относительно большие размеры и могут седиментировать; 2) могут быть как устойчивыми, так и неустойчивыми.

Особенности высококонцентрированных эмульсий: 1) капли дисперсной фазы практически не способны к седиментации; 2) вследствие большой концентрации могут быть деформированы.

Размеры капель дисперсной фазы в эмульсиях могут быть са­мыми разнообразными и колебаться в пределах от 0,1 до 100 и более мкм.

Нефтяные эмульсии характеризуются следующими основными физико-химическими свойствами: дисперсностью, стойкостью, вязкостью, плотностью и электрическими свойствами.

Дисперсность является важной характеристикой эмульсий, определяющей их свойства. Дисперсность эмульсий характеризуется тремя величинами: диаметром капель d, обратной величиной диаметра капель D=1/d, называемой обычно дисперсностью, удельной межфазной поверхностью, т.е. отношением суммарной поверхности глобул дисперсной фазы к общему их объему. Чем больше удельная поверхность, чем более стойкой является эмульсия.

Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы самых разных размеров.

Решающими параметрами, определяющими степень дисперс­ности эмульсии при совместном движении воды и нефти, являются скорость потока, величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштаб пульсации.

Стойкость (устойчивость) является самым важным показателем для нефтяных эмульсий. Под устойчивостью понимают способность эмульсии в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду. Стойкость эмульсии определяется в основном размерами капель, прочностью бронирующих оболочек, возникающих на поверхности капель в результате адсорбции ПАВ нефти (асфальто-смолистые вещества и тугоплавкие парафины) и флотации механических примесей.

На устойчивость нефтяных эмульсий большое влияние оказы­оказывают: 1) дисперсность системы; 2) физико-химические свойства эмульгаторов; 3) наличие на глобулах дисперсной фазы двойного электрического заряда; 4) температура смешивающихся жидкостей; 5) кислотность водной фазы.

Адсорбция диспергированных, особенно твердых, эмульгаторов на водонефтяной поверхности и утолщение их слоя на межфазной поверхности всегда протекает во времени, поэтому эмульсия со временем становится более устойчивой, т.е. происходит ее старение. В начальный период старение происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. вследствие этого свежие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее.

Различают агрегативную и кинетическую устойчивость. Первая характеризует способность глобул к укрупнению, а вторая расслоение эмульсии на нефть и воду.

Мерой общей устойчивости эмульсииможет служить изме­нение ее плотности за определенный промежуток времени в опреде­ленном слое или количество выделившейся воды при отстое.

Эмульсии, как грубодисперсные системы, не подчиняются закону вязкого трения Ньютона. Вязкость эмульсии изменяется в зависимости от градиента скорости.

Обращение фаз» нефтяных эмульсий имеет исключительно большое практическое значение. Эмульсия типа М/В, имеющая внешней фазой воду, транспортируется при меньших энергетических затратах, чем эмульсия типа В/М. имеющая внешней фазой нефть. Поэтому при транспортировании эмульсий всегда нужно стре­миться к тому, чтобы внешней фазой являлась вода, а не нефть (при условии, конечно, что трубопроводы защищены от коррозии).

Критическое значение коэффициента обводненности для нефтей разных месторождений может колебаться в пределах 0,5-0,9, но в большинстве случаев оно равно 0,71. Такое разнообразие значений W, объясняется различием физико-химических свойств нефти и воды.

2. СБОР И ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА НЕФТИ ГАЗА И ВОДЫ

Промысловая подготовка нефти и газа предполагает доведение продукции добывающих скважин до унифицированных товарных кондиций в соответствии с техническими требованиями ГОСТ Р51858–2002 на нефть и ОСТ 51.40–93 на газ.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Источник

Выступление по теме: «Пластовые и подтоварные воды»

Пластовые и подтоварные воды

Особенность попутно-добываемой воды заключается в том, что в отличие от обычной встречающейся на поверхности земли и в верхних водоносных горизонтах пресной воды, она обладает высокой степенью минерализации и является химическим загрязнителем.

Особой проблемой являются утечки, образующиеся после отстаивания воды, из резервуаров, в которых хранится обессоленная нефть. Такая вода становится источником загрязнения почв, грунтовых вод, воздушного бассейна пожаровзрывоопасными и токсичными веществами, а также источником потерь нефти.

Главная причина появления компонентов глубинных флюидов в приповерхностных водах — это миграционные потоки рассолов из разрабатываемых нефтяных пластов, которые пока невозможно прогнозировать и моделировать, так как нет инструментария по картированию трещин в горных массивах на больших глубинах, а они в трехмерном пространстве обычно не прямолинейны.

Пластовые воды, получаемые при добыче нефти и газа, подтоварные воды из резервуарных парков относятся к категории производственных сточных вод.

В Ханты-Мансийском автономном округе — Югре, основном центре добычи нефти в Российской Федерации, в реестр загрязненных территорий и водных объектов на 01.01.2017 г. внесено 4403 участка площадью 1040 га, загрязненных подтоварной водой (26,1 % от всей пощади округа).

Попадание пластовой воды в поверх+ностные водные объекты и на почвы наносит существенный вред окружающей среде, поскольку в естественных условиях вода с таким насыщенным химическим составом присутствует только в глубокозалегающих подземных горизонтах.

В законодательстве неоднозначно квалифицированы добываемые одновременно с нефтью, газом и подвергаемые обратной закачке пластовые воды и под товарная вода.

Все производственные объекты газо- и нефтедобывающей промышленности имеют общую проблему — как правильно использовать пластовые и подтоварные во­ды. Важен подход рационального использования природных богатств в интересах человека с соблюдением законов и экономической выгоды предприятий.

Согласно ГОСТ Р 54910—2012 пластовая вода — это пластовый фемид, содержащий минерализованную в различной степени воду и растворенный в ней горючий газ. Пластовые фемиды — смесь углеводородных и не углеводородных компонентов, находящихся в пластовых условиях в газовой или жидкой фазе.

В своде правил при проектировании и строительства подземных хранилищ газа, нефти и продуктов их переработки определено, что подтоварная вода, образующаяся в шахтных резервуарах в породах с высокой температурой, представляет собой слой, состоящий из подземных вод, поступающих в выработку-емкость, и воды, выделившейся из хранимого продукта.

Классификатор отходов ФККО включает пластовые и подтоварные воды, относящиеся к IV и III (код 21280111393) классам опасности (таблица1). Это малоопасные отходы, им свойственна низкая (IV класс) и средняя (III класс) степень негативного воздействия на окружающую среду.

Известно, что пластовые воды представляют собой раствор минеральных солей с примесью сырой нефти, низкомолекуляр­ных углеводородов, органических кислот, тяжелых металлов, взвешенных частиц. При добыче газа пластовая вода, представляющая концентрированный рассол, является основным источником солей, поступающих в скважину. Состав и свойства пластовых вод имеют большое значение для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в дренируемом пласте.

По химическому составу и оценке их качества пластовые воды классификацию по Ч. Пальмеру или В. А. Сулину.

Все пластовые воды по Ч. Пальмеру в зависимости от соотношений, содержащихся в них ионов Na+, K+, Cl-, SO4, NO3 разделяются на пять классов, основными из которых являются I класс — щелочные и III класс — жесткие (хлоркальциевые) воды.

Все пластовые воды по классификации В. А. Сулина подразделяются на четыре класса:

В свою очередь, каждый класс разделяется еще на три груп­пы вод: гидрокарбонатные, сульфатные и хлоридные, а каждая группа включает три подгруппы: кальциевые, магниевые и натриевые. Принадлежность пластовых вод к тому или иному типу устанавливают лабораторным анализом соотношения количество отдельных ионов.

Пластовые воды нефтяных месторождений отличаются высокой насыщенностью химическими элементами разного состава, среди которых преобладают Na, K, Mg, Ca, Fe, Al, Si, O, Cl, C, S, N, H, Br, I. Эти элементы находятся в воде в виде растворенных в ней солеей различных кислот:

соляной (NaCl, KCl, MgCl2, CaCl2);

серной (CaSO4, MgSO,>, Ni^SO^;

угольной (Na2CO2, NaHCO2, K2CO3, KHCO3, CaCO3, MgCO3);

сероводородной (FeS, CaS).

Проблема засоления почв подтоварными водами весьма актуальна. В научной литературе отмечено, что растения в условиях засорения снижают рост, биологическую продуктивность, интенсивность функциональных процессов: фотосинтеза, дыхания, транспирации. Адаптируясь в неблагоприятной среде, организм растений создает оптимальную структуру и биомассу для выживания. Источником загрязнения атмосферного воздуха являются испарения углеводородов, эмиссия сероводорода из резервуаров-отстойников.

Попадание пластовых вод на поверхность земли губительно для растений и для ихтиофауны пресных поверхностных водоемов (через водоносные горизонты). На сегодня в Республике Коми пластовыми водами практически уничтожена вся растительность на сотнях гектаров. Аналогичная картина наблюдается и по другим нефтегазодобывающим регионам. Как правило, попутная пластовая вода попадает в природную среду в результате многочисленных порывов — разгерметизаций внутрипромысловых и межпромысловых нефтепроводов.

Если Вы считаете, что материал нарушает авторские права либо по каким-то другим причинам должен быть удален с сайта, Вы можете оставить жалобу на материал.

Источник

Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды

Поступающую из скважин нефть и газ нужно очистить.
Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный нефтяной газ (ПНГ), твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод (МНП) подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти.
Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ).
От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой.
На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, ПНГ и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию МНП.

Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек).
Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты.
В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки.
В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый.

Источник