Размещено на http://www.allbest.ru/

27

Содержание

1. Структурная модель Менеузовского месторождения

1.1 Объекты разработки месторождения

1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

1.3 Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин на месторождении

1.4 Методы разработки объектов месторождения

2. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин месторождения

2.1 Конструкция нагнетательной скважины

3. Технологические режимы работы (эксплуатации) скважин и установок при добыче и транспортировки нефти и газа, закачке воды (газа) на месторождении

4. Назначение и правила обслуживания наземного оборудования скважин, инструмента, КИП при добыче нефти на месторождении

5. Назначение и правила обслуживания нефтепромыслового оборудования, установок и трубопровода на месторождении

6. Химические реагенты для добычи нефти на месторождении

7. Индивидуальные средства защиты при добыче нефти на месторождении

8. Обеспечение промышленной и экологической безопасности при добыче нефти на месторождении

9. Выводы и предложения по совершенствованию производства

Список использованной литературы

1. Структурная модель Менеузовского месторождения

Менеузовское нефтяное месторождение открыто в 1957 году, и в 1965 году месторождение введено в эксплуатацию и разрабатывается Чекмагушевским УДНГ филиала ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа».

Менеузовское нефтяное месторождение расположено на территории Илишевского района республики Башкортостан и на расстоянии 140 км от г.Уфа. По природным условиям район относится к равнине, изрезанной системой рек и оврагов. Главной водной артерией является судоходная река Белая. По соседству с Менеузовским месторождением находятся такие разрабатываемые месторождения как Арланское, Андреевское, Манчаровское и др. (рисунок 1).

Разведочные работы на площади начаты в 1957 году на основании структурно-поискового бурения, выявившими здесь Менеузовское нижнепермское поднятие.

В 1965 г. были подсчитаны и утверждены ГКЗ запасы нефти и газа Менеузовского месторождения (таблица 1).

За прошедший после утверждения запасов период дополнительные разведочные работы на площади месторождения не проводились. Велось лишь бурение эксплуатационных скважин, в которых производился отбор керна, опробования на приток, отбор проб нефти, промыслово-геофизические измерения и другие виды работ.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к Бирской седловине и расположено в пределах Андреевского валообразного поднятия. Менеузовское нефтяное месторождение представляет собой крупную положительную структуру северозападного простирания, оконтуренную общей изогипсой - 1150 м.общая протяженность поднятия составляет 15,8 км, ширина 5 км. Амплитуда структуры изменяется от 15 до 26 м. свод поднятия осложнен куполами: северно-менеузовским, Менеузовским, ЮжноМенеузовским, Саиткуловским, которые разделены между собой малоамплитудными прогибами. К каждому поднятию приурочены промышленные скопления нефти, которые выявлены в пластах терригенной толщи нижнего карбона и в карбонатных отложения каширского горизонта и турнейского яруса.

1.1 Объекты разработки месторождения

На Менеузовском нефтяном месторождении основными продуктивными пластами являются:

- пять нефтеносных песчаных и песчано-алевролитовых пластов С1V, C1VI01, C1VI02,CVI11,C1VI12,C1VI13.

Пласт С1V.

С пластом С1V связаны две залежи, обе структурно-литологического типа, расположенные на западном и восточном крыльях Менеузовской структуры. Размеры залежи, расположенной на западном борту структуры, равны 8,3х2,0…3,0 км, высота 16,3 м.; размеры залежи на восточном борту составляют 5,6х1,2…0,3 км, высота 22,3 м.

Пласт C1VI01 .

Выделяются две залежи структурно-литологического типа, находящиеся на Восточно-Менеузовском и Саиткуловском участках. Размеры залежи, приуроченной к Восточно-Менеузовскому поднятию, составляют 8х3,7 км, высота 20 м. Размеры залежи, приуроченной к Саткуловскому поднятию, составляют 5,3х0,6 км, высота 15м. С западной стороны залежь ограничена зоной отсутствия коллекторов, с востока - контуром нефтеносности.

Пласт C1VI02.

На площади месторождения выделяются три залежи литологически ограниченные со всех сторон. Залежи небольших размеров 0,5х0,3;0,3х0,4 и 1,5х0,6…0,4 км.

Пласт CVI11

По запасам является основным продуктивным пластом. С ним связаны две пластово-сводовые залежи. Одна залежь небольших размеров 1,1х1 км, высота 4 м, полностью подстилается водой. Другая залежь, размеры которой 12,5х4,4 км, высота 19 м, является основной залежью по размерам и запасам.

Пласт VI12.

выявлены две пластово-сводовые залежи и одна залежь структурно-литологическая. Залежь структурно-литологического типа небольшая. (0,5х0,3 км, высота 6,5 м). Залежь 2б содержит основные запасы пласта VI12 . размеры ее 2,4х1,4 км, высота 10,4 м.Она является основной залежью по размерам и запасам. Залежь 2в полностью подстилается водой . Размеры залежи небольшие 0,8х0,8 км, высота 4м.

Пласт C1VI13.

Выделена одна залежь 0,8х0,6 км, высотой 3 м.

В карбонатных отложениях турнейского яруса выделяется одна залежь массивного типа.

1.2 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородности

Пласты К-1, К-2,К-3. Общая толщина составляет от 4 (скв.1033) м до 8,8 (скв.3241). Разрез пласта представлен чередованием пористых и плотных разностей известняков и доломитов. . Коэффициент расчленности по пласту равен 1. толщина пористого прослоя изменяется от 0,8 до 1,2 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 1,5 м. По лабораторным исследованиям керна пористость пласта в среднем равна 13%. Проницаемость изменяется в пределах 0,001-0,130 мкм2, среднее значение - 0,024 мкм2.

Пласт С1V. Толщина пласта и коллектора изменяется от 0,4 м до1,6 м (скв. 3108). В таких же пределах изменяется и нефтенасыщенная толщина.

В разрезе пласта выделяется один прослой коллектора, следовательно, коэффициент расчлененности равен 1. коэффициент песчанистости в долях единицы по пласту составил 0,96.Коэффициент сложности периметра по первой залежи равен 0,44; по другой 0,79.

По керну пористость пласта из меняется в пределах 15,3-27,1 %, составляя в среднем 21,9%. Проницаемость пород изменяется в пределах 0,052-3,22 мкм2и составляет в среднем 0,675 мкм2.

Пласт C1VI01. Толщина пласта и коллектора изменяется от 0,4 до 2,6 м. В таких же пределах изменяется и нефтенасыщенная толщина.\

Коллектор представлен одним прослоем за исключением скв.4Мнз,1068,3159, где он состоит из двух прослоев. Коэффициент расчленности составляет величину 1,05.коэффициент песчанистости в долях единиц по пласту равен 1. С пластом C1VI01 связаны две залежи нефти. Обе залежи структурно-литологического типа. По керну пористость пласта изменяется от 14 до 23,8 % и составляет в среднем 19,1%. Проницаемость пород изменяется в пределах 0,018-0,810 мкм2, составляя в среднем 0,320 мкм2.

Пласт C1VI02. Толщина пласта, коллектора и нефтесыщенная толщина изменяется от 0,8 (скв.3160) до 4,8 м (скв. 1021). Коллектор представлен одним прослоем, следовательно, коэффициент расчлененности равен 1.Коэффициент песчанистости равен 1. коллекторские свойства пласта по керну не определялись. По результатам геофизических исследований пористость пласта изменяется в пределах 16,5-24,4% и составляет в среднем 20%.

Пласт CVI11. Общая толщина колеблется в пределах 0,8-13,8 м. Толщина коллектора и нефтенасыщенная толщина изменяются от 0,6 до 13,2м. Пласт в большинстве скважин представлен 1-2 прослоями, в некоторых скважинах число прослоев достигает 3-4. коэффициент расленности равен 1,7. Коэффициент песчанистости в долях единиц составил по пласту 0,92.

По керну пористость пласта в долях единицы изменяется в пределах 14-37,5%, составляя в среднем 23,9%. Проницаемость пород изменяется в пределах 0,001-3,9 мкм2 и составляет в среднем 0,93 мкм2.

Пласт VI12 Суммарная толщина пласта изменяется от 0,6 до 17,2 м (скв.1024). Толщина коллектора меняется в этих же пределах. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 м (скв.3227) до 11,2 (скв.3209). Коллектор представлен в основном 1-2 прослоями, редко 3-4 (скв.3197). Коэффициент расчлененности равен 1,3. коэффициент песчанистости в долях единиц составил величину 0,92.По лабораторным исследованиям керна пористость изменяется в пределах от 14,3-25,7 %, составляя в среднем 20,5%. Проницаемость пород изменяется в пределах 0,005-0,781 мкм2 и составляет в среднем 0,358 мкм2.

Пласт C1VI13. Общая толщина пласта изменяется от 0,8 до 9,2 м. Толщина колектора меняется от 0,8 до 8,6 м. Нефтенасыщенная толщина составляет 2,8м. Коэффициент песчанистости составил величину 0,97. Пористость, определенная по ГИС, равна 22%.

Пласт Т. В пласте выделяются от 1 до 3 пористых прослоев, с преобладанием одного-двух прослоев. Коэффициент раслененности составил 1,5. Толщина прослоев и нефтесыщенная толщина изменяется по пласту от 0,8 до 4 м. По лабораторным исследованиям керна пористость пласта изменяется в пределах 7,2-19,4%, составляя в среднем 12,3%. Проницаемость изменяется в пределах 0,001-0,208 мкм2 и составляет в среднем 0,031 мкм2.

Геолого-физические и физико-химические параметры пластовых систем представлены в таблице 1.

Распределение запасов и накопленной добычи нефти по объектам разработки приведены в таблице 2.

Балансовые запасы нефти промышленных категорий в песчаниках составляют 84,2%, а извлекаемые 90,7%.Для известняков соответственно равны 15,8 и 9,3% [1].

Физико-химическая характеристика нефти и газа

Нефть в поверхностных условиях.

Нефть, отобранная из скважин, расположенных вблизи зон замещения песчаников алевролитами или в водонефтяной зоне, отличается от нефти, отобранной из скважин центральной части залежи - она более тяжелая и более вязкая.

Пробы нефти отбирались из пластов C1VI01, C1VI02,CVI11,C1VI12,C1VI13. (таблица 1).

При исследовании изучались удельный вес нефти, её вязкость, а также содержание асфальтенов, смол, серы, парафина.

Таблица 1 - Изученность поверхностных нефтей Менеузовского месторождения

Горизонт	Количество проб на количество скважин
пласт C1VI01 пласт C1VI02 пласт CVI11 пласт C1VI12 пласт C1VI13	64/4 7/3 2/2 8/7 15/6

Таблица 2 - Свойства нефти продуктивных пластов в поверхностных условиях (в числителе - величина параметра, в знаменателе - количество проб, использованных для вычисления среднего параметра)

Показатели	C1VI01	C1VI02	CVI11	C1VI12	C1VI13
Плотность, кг/м3	901/4	909/9	909/8	900/2	904/34
Вязкость, см2/сек	62,3/6	77,4/2	97,6/9	78,2/7	68/10
Содержание %, весовые: -асфальтенов	4,4/6	5,4/5	6,4/2	6,3/6	6,5/22
-акцизных смол	55/4	65/4	58/2	47/4	53/9
-серы	2,3/4	2,5/2	2,4/3	2,8/2	3,2/8
-смол силикагелевых	16,5/7	15,7/5	16,3/3	18,2/5	16,4/9
-парафина	2,1/2	2,3/2	2,5/4	2,3/2	2,5/4
Температура плавления парафина	47/2	48/2	51/2	51/2	50/2
Начало кипения нефти, С	72/2	66/2	70/2	78/2	70/2
Содержание светлых фракций (в % объемных при температуре, 0С) НК-200	19,8/2	19,4/2	16,3/2	14,1/2	14,2/2

Пластовая нефть.

Ограниченное количество проб обусловлено отсутствием фонтанного фонда скважин, обеспечивающего качественный отбор проб нефти. Пластовые нефти Менеузовского месторождения по своим свойствам близки между собой (таблица 3). Они тяжелые, вязкие, имеют низкую газонасыщенность.

Таблица 3 - Свойства нефтей в пластовых условиях (в числителе - величина параметра, в знаменателе - количество проб, использованных для вычисления средней величины)

Показатели	C1VI01	C1VI02	CVI11	C1VI12	C1VI13
Давление насыщения, мПа	3,2/1	2/1	5,7/1	5,2/1	5,2/1
Коэф.объёмной упругости,10м*Па	5,6/1	6,1/1	6,7/1	6,5/1	6,3/4
Температурный коэф.объемного расширения, 10С	7,3/1	7,4/1	7,1/1	7,1/1	7,2/1
Плотность нефти кг/м3 при Рпл	897/1	896/1	897/1	904/1	900/1
Плотность нефти кг/м3 при Рнас	890/1	892/1	894/1	901/1	899/1
Плотность нефти кг/м3 при Ратм	894/1	896/1	901/1	900/2	901/1
Вязкость нефти, мПа*с при Рпл	27,8/1	28,5/1	25,6/1	30,1/1	29,4/1
Вязкость нефти, мПа*с при Рнас	21,4/1	21,2/1	22,3/1	26,4/1	20,7/1
Вязкость нефти, мПа*с при Ратм	39,2/2	40,6/2	42,5/2	46,1/2	42,6/2
Усадка нефти от Рпл	1,6/1	1,5/1	1,4/1	1,6/1	2,0/1
Объемный коэффициент	1,01/1	1,02/1	1,011/1	1,008/1	1,009/1
Газовый фактор, м3/т	7,9/1	5,4/1	10,6/1	7,4/1	9,3/1
Усадка остаточная от Рнас	1,5/1	1,2/1	1,1/1	1,2/1	2,0/1

Состав попутного газа.

Содержание сжимаемых газов приведено в таблице 4.

Таблица 4 - Содержание этана, пропана, бутана в попутном газе

Пласт	Содержание, % объёмные
	Этан	Бутан	Пропан
C1VI01	8.2	8.6	10.2
C1VI02	9.5	11.0	10.4
CVI11	11	15,5	14
C1VI12	11	12,5	19
C1VI13	9,4	11,9	18

1.3 Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин на месторождении

На 01.01.2010 г. на месторождении всего пробурено 416 скважин, 64 скважины ликвидированы.

Добывающий эксплуатационный фонд составляют 246 скважин, из них 229 действующих: 189 скважин оборудованы ШГН, 40 скважин ? ЭЦН. В бездействующем фонде находятся 17 скважин.

На каширском горизонте работают шесть скважин, на кизеловском горизонте 103 скважины. На ТТНК работает наибольшее количество скважин ? 131 ед., из них 11 скважин эксплуатируются совместно с отложениями кизеловского горизонта.

На месторождении осуществлялись переводы скважин с объекта на объект (всего 39 переводов). На каширский горизонт переведено 6 скважин с ТТНК. На ТТНК была переведена 31 скважина с кизеловского горизонта. На кизеловский горизонт были переведены две скважины с ТТНК.

После отработки в качестве добывающих 64 скважины переведены в нагнетательный фонд.

Нагнетательный фонд составляют 85 скважин. Из них 62 действующих скважины (46 ед. на ТТНК, 16 ед. на турнейском ярусе), четыре бездействующих (все на ТТНК).

Ликвидированы 45 добывающих и 19 нагнетательных скважин, девять добывающих скважин находятся в ожидании ликвидации.

Скважины ликвидированы как выполнившие свое назначение (32 единицы) и геологически неудачные (32 единицы).

В 2009г. скважины месторождения работали с дебитом нефти до 8,7 т/сут. Наибольшее количество скважин (122 ед. или 53,3 %) работали с дебитом менее 1 т/сут. С дебитом 1-5 т/сут работают 95 скважин (41,5 %), с дебитом 5-10 т/сут работают 12 скважин (5,2 %). Средний дебит скважин месторождения по нефти за 2009г. составляет 1,5т/сут, по жидкости 28,6 т/сут, среднее значение обводненности 94,6% [3].

1.4 Методы разработки объектов месторождения

Выделен один эксплуатационный объект- ТТНК. Кроме этого выделена водоплавающая залежь в карбонатах турнейского яруса, нефтенасыщены известняки самой верхней части разреза.

Компенсация отбора закачкой по месторождению составила 92,8%, в т.ч по ТТНК- 93,0%.

В 2007 г. выполнено 84 ГТМ с технологическим эффектом 16 832тыс. тонн. Внедрено 12 технологий МУН, 14 операций с дополнительной добычей 23,232 тыс.тонн нефти. Введено из бездействия с прошлых лет 12 добывающих скважин и 3 нагнетательные скважины.

Среднесуточная добыча нефти составила 342,1 т/сут. Текущий среднесуточный дебит одной скважины составил 1,47 т/сут. Действующий фонд нефтяных скважин - 232 при количестве нагнетательных скважин - 74; отношение количества добывающих скважин к нагнетательным равно 3.14.

Среднесуточная закачка составила 5050 тыс. м3. Процент обеспечения закачкой с начала разработки равен 91,6 %.

Максимальные уровни добычи нефти были достигнуты при отборе 55% от начальных извлекаемых запасов в 1990 году, далее - характерно снижение добычи после достижения максимума. В большинстве случаев это связано с выводом из эксплуатации обводненных добывающих скважин.

В начале разработки увеличение дебитов связано с одной стороны с увеличением фонда скважин, с другой стороны - на рост дебитов оказывает большое влияние трансформация системы заводнения, в которой становилось все больше внутриконтурных нагнетательных скважин, и уменьшения числа добывающих скважин на 1 нагнетательную.

Таким образом, система заводнения становится более жесткой.

Анализ соотношения среднесуточной закачки к среднесуточному дебиту и соотношения числа добывающих скважин к нагнетательным показал: чем больше число добывающих скважин, тем меньше отток за контур нефтеносности, в другие водоносные пласты.

Показатели разработки за 2008 г.

№п/п	Показатели	План-норма факт	2007г.	+,- к план-норме
1.	Добыча нефти, тыс.т.	План-норма факт	340 342	+2
2.	Добыча жидкости, тыс.т.	План-норма факт	5650 5700	+50
3.	Обводненность вес., %	План-норма факт	90,6 91,0	+1,3
4.	Закачка воды, тыс.м3	План-норма факт	5050 5000	-50
5.	Ввод нефтяных скважин	План-норма факт	0 0	0
6.	Ввод нагнет.скважин	План-норма факт	0 0	0
7.	Ввод скважин из бездействия	План-норма факт	15 15	0

Из эксплуатационного фонда, составляющего 246 скважины, основная часть, 200 скважин, эксплуатируются ШСНУ, с помощью УЭЦН эксплуатируются 46 скважины.

Большая обводненность продукции, кривизна ствола скважины, наличие механических примесей, как наземного, так и подземного происхождения вызвало необходимость применения УЭЦН, и за последние семь лет количество этих установок увеличилось с 25 до 46.

УЭЦН имеет также ряд положительных качеств в отличие от ШСНУ, поэтому при определенных условиях их эксплуатация целесообразнее. Применение УЭЦН позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года (даже в самые суровые зимние месяцы) без больших затрат времени и средств на монтаж оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного спуска насосно-компрессорных труб наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам. Сборка же самого электронасоса на устье скважины очень проста.

При эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами устье легко герметизируется, что позволяет собирать и отводить попутный газ. Наземное электрооборудование ввиду его малых габаритов, небольшой массы и наличия защитных кожухов в зависимости от климатических условий может быть установлено либо непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой не отапливаемой будке, но так, чтобы ни снежные заносы, ни паводки не препятствовали нормальной бесперебойной эксплуатации скважины.

Характерной особенностью погружных центробежных электронасосов является простота обслуживания, экономичность, небольшая по сравнению с другими видами оборудования металлоемкость, относительно большой межремонтный период их работы.

2. Конструкция добывающей скважины

Рассмотрим конструкцию скважину и ее проектные данные на примере скважины №1062 Менеузовского месторождения. Дата ввода в эксплуатацию скважины: 01.01.1967. Начальный дебит жидкости - 14.9 м3/сут, нефти - 10 т/сут. Способ эксплуатации: ШГН.

Рисунок 2 - Конструкция скважины

1 - обсадные трубы;

2 - цементный камень;

3 - пласт;

4-перфорация в обсадной трубе и цементном камне;

I- направление - диаметр 324мм, глубина спуска 65м;

II -кондуктор - диаметр 245мм, глубина спуска 215м;

III- эксплуатационная колонна - диаметр 146*7.7мм-1330.4м

2.1 Конструкция нагнетательной скважины

Кондуктор. При выборе глубины спуска необходимо руководствоваться требованиями перекрытия верхних неустойчивых отложений и изоляции верхних водоносных горизонтов - 400 метров. Тампонажный раствор поднимается до устья.

Требования, предъявляемые к нагнетательным скважинам:

- расчетная приемистость должна быть постоянной во времени;

- вся мощность вскрытого пласта должна быть вовлечена под закачку.

Это достигается качественным вскрытием пласта, поддержанием расчетного давления нагнетания и использованием рабочего агента, соответствующего предъявляемым требованиям.

На практике достичь таких результатов проблематично, поэтому существуют химические и физические способы увеличения приемистости скважин, которые применяются как при освоении, так и в процессе эксплуатации нагнетательных скважин.

При освоении нагнетательных скважин проводятся работы по очистке призабойной зоны пласта от продуктов перфорации, бурового раствора, цементажа эксплуатационной колонны.

При переводе добывающей скважины под нагнетание необходимо очистить эксплуатационную колонну и призабойную зону пласта от нефти, по результатам исследований провести работы по увеличению или по выравниванию профиля приемистости. Учет закачиваемой воды, производится приборами:

СВУ (счетчик воды вихревой ультразвуковой) предназначен для измерения объема жидкости, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления, или производительности насосов ЦНС 180-1422 (1900).

Счетчик состоит из датчика расхода ДРС и вторичного прибора - блока БПИ-04.

Технические характеристики:

Напряжение питания датчика ДРС - 24 В.

Питание блока БПИ-04 от сети переменного тока напряжением 220 В.

Давление жидкости в трубопроводе - от 0,3 до 20 МПа.

Диапазон эксплуатационных расходов:

Погрешность в диапазоне эксплуатационных расходов - 1,2 или 2,5%. Диаметр условного прохода трубопровода: для ДРС-25, 50, 200 - 100 мм,

Потребляемая мощность: для ДРС - 3Вт, для БПИ-04 (без ДРС) - 11В-А.

Температура измеряемой жидкости - от +40С до +600С. Температура окружающей среды: для ДРС - от -40"С до +50°С, для БПИ - от -10?С до +50?С. Минерализация воды - до 20 г/л. Масса: ДРС - 15 кг,

Датчик расхода устанавливается на трубопроводе с помощью фланцевого соединения типа «Сэндвич».

Принцип действия: ДРС преобразует объем протекающей жидкости в последовательность импульсов, поступающих в блок БПИ-04. В составе информационно-измерительных систем ДРС может работать без блока БПИ-04. Блок БПИ-04 обеспечивает:

- подключение до 2 (4) датчиков ДРС одновременно;

- электрическое питание датчиков;

- обработку информации, поступающей с датчиков, и передачу ее по каналу системы телемеханики;

- индикацию мгновенного и интегрированного расхода по каждому из контролируемых трубопроводов.

3. Технологические режимы работы (эксплуатации) скважин и установок при добыче и транспортировки нефти и газа, закачке воды (газа) на месторождении

Режимы залежей нефти определяются геологическими и гидро-геологическими характеристиками пластов, а также физическими свойствами нефти и пласта.

Турнейский ярус

Залежь нефти турнейского яруса относится к типу массивных, нефть в ней приурочена к сводовой части структуры и подпирается по всей площади нефтеносности высоконапорными водами, что подтверждается результатами опробования скважин. Коллекторами в турнейских отложениях являются пористые и пористо-кавернозные известняки, распространение их по разрезу и по площади весьма своеобразно и характеризуется замещением их плотными породами. Проницаемость коллекторов по данным исследования образцов керна составляет 0-0,024 мкм2 и только по скважине 27-И проницаемость колеблется в пределах 0,185-0,370 мкм2. Пластовое давление замерено по большинству опробованных скважин, наиболее достоверными являются замеры по скважинам 1-А, 2-А, 55, пластовое давление по которым составило 14,0-14,4 МПа. Давление насыщения нефти турнейских отложений на Менеузовском месторождении не замерялось, величины давлений по соседним месторождениям составляют: Манчаровское 5,7-5,9 МПа, Менеузовское 6МПа, Ново-Хазинская площадь 7,3-7,5 МПа.

В первоначальный непродолжительный период разработки залежь нефти будет работать при упругом режиме за счет упругой энергии нефти и пласта при очень ограниченном её восполнении подошвенными водами. Но так как проницаемость карбонатных коллекторов очень низкая, восполнение упругой энергии в призабойной зоне будет отставать от её расхода, что поведет за собой переход работы залежи на режим растворенного газа.

Терригенные отложения нижнего карбона

Продуктивные пласты выделяемые в разрезе терригенных отложений нижнего карбона на Менеузовском месторождении, выделяются в разрезах Андреевского, Манчаровского и других месторождениях Бирской седловины, что свидетельствует о их региональном распространении. Залежи нефти в них являются пластовыми сводовыми, в некоторых из них преобладает элемент литологического экранирования, нефть в них приурочена к сводовой части структуры, а на крыльях подпирается пласовыми водами. Начальное пластовое давление от 13,1 до 15,2 МПа. Давление насыщения нефти по исследованию пластовой нефти скважины 47-М различных пластов неодинаково (как неодинаковы и другие свойства нефти) и изменяется от 5,4 до 7 МПа. Величина давления насыщения соседних месторождений приблизительно такое же. Таким образом, начальное пластовое давление больше давления насыщения нефти газом в 2-2,5 раза, следовательно нефть в пласте находится в недонасыщенном состоянии. Из вышеизложенного можно сделать вывод, что начальный режим работы песчаных пластов является упруговодонапорным. Разработка терригенных отложений нижнего карбона осуществляется с поддержанием пластового давления путем закачки в пласт воды . Текущее пластовое давление изменяется в широких пределах от 4,1 до 22,2 МПа. Разработка осуществляется при жестком водонапорном режиме [2].

Анализ структуры запасов

Нефтеносность месторождения связана с отложениями палеозоя, промышленно-нефтеносные пласты месторождения содержатся в двух продуктивных комплексах:

1) терригенных отложениях нижнекаменноугольной системы, залежи приурочены к бобриковскому горизонту;

2) карбонатных отложениях нижнекаменноугольной системы, залежь приурочена к турнейскому ярусу.

Начальные геологические и начальные извлекаемые запасы по Менеузовскому месторождению по категории А+В+С1 составляют, соответственно 19660 и 7070 тыс.тонн, при текущем коэффициенте извлечения нефти 0,32% и 0,05% соответственно по залежам бобриковского горизонта и турнейского яруса.

На 01.01.08 г. по месторождению с начала разработки добыто 6141 тыс.т нефти или 87% от начальных геологических запасов.

Выработанность запасов нефти по объектам разработки различна. Объекты месторождения различны и по времени их эксплуатации. Наиболее длительное время разрабатывается бобриковский горизонт. Этот объект характеризуется наибольшей выработкой запасов нефти, коэффициент использования запасов (КИЗ) составляет 0,88, текущий коэффициент извлечения нефти (КИНтек) - 0,32, обводнённость - 91,2%. Объект эксплуатации, приуроченный к карбонатным коллекторам, разрабатывается на сегодняшний день двумя скважинами (скв.№,№ 1944 и 1982) и характеризуется меньшей выработкой запасов нефти: КИЗ составляет 0,5, КИНтек - 0,05 с обводнённостью 40% [3].

4. Назначение и правила обслуживания наземного оборудования скважин, инструмента, КИП при добыче нефти на месторождении

Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами широко распространена на большей части месторождений НГДУ «Чекмагушнефть». На 01.01.2011г в действующем фонде эксплуатируются установками ШСН - 1620 скважин.

Оборудование для эксплуатации скважин ШСНУ

Наземное оборудование: привод, устьевая арматура, рабочий монифольд.

Подземное оборудование: НКТ, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями.

В скважину на колонне НКТ под уровень жидкости спускают цилиндр насоса, в нижней части которого установлен приемный клапан, открывающийся только вверх. Затем на насосных штангах внутрь НКТ спускают поршень, называемый плунжером, который устанавливают в цилиндр насоса.

Плунжер имеет один или два клапана, открывающихся только вверх, называемых выкидными или нагнетательными. Верхний конец штанг прикрепляют к головке переднего плеча балансира станка-качалки (СК). Для направления жидкости из НКТ в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник и выше него сальник, через который пропускают сальниковый (полированный) шток.

Скважинный насос приводится в действие от СК, в котором вращательное движение, получаемое от двигателя, при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру скважинного насоса.

При ходе плунжера вверх под ним падает давление, и всасывающий клапан под давлением столба жидкости в затрубном пространстве открывается, жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса. В это время нагнетательный клапан плунжера закрыт под давлением столба находящейся над ним жидкости. При ходе плунжера вниз приемный клапан под давлением столба жидкости в насосных трубах закрывается, а клапан, расположенный на плунжере, открывается, и жидкость поступает в НКТ. При непрерывной работе плунжера всасывание и нагнетание чередуются, в результате чего при каждом ходе некоторое количество жидкости поступает в насосные трубы. Уровень жидкости в НКТ постепенно повышается и достигает устья скважины; жидкость начинает переливаться в выкидную линию через тройник с сальниковым устройством.

Для эксплуатации скважин применяются насосы вставного и невставного типов.

Вставные насосы по принципу действия не отличаются от невставных. Вставные насосы спускают в скважину на конце колонны штанг и закрепляют на заданной глубине в НКТ. Отличием невставных насосов является то, что цилиндр этих насосов спускают в скважину на колонне НКТ.

Техническая характеристика вставных насосов (выпускаются под шифром НСВ): внутренний диаметр цилиндра - 28, 32, 38, 43, 55, 68 мм с длиной до 10 м; массой до 252 кг. Длина хода плунжера от 0,6 до 6 м. Они предназначены для эксплуатации скважин глубиной до 2500 м.

Техническая характеристика невставных насосов (выпускаются под шифром НСН): внутренний диаметр цилиндра - 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93 мм; ход плунжера от 600 мм до 6000 мм; производительность при числе ходов 10 в минуту - 5,5…585 м3/сут; предельная глубина спуска - 650…1500 м; габаритные размеры - диаметр наружный 56…133 мм, длина 2785…8495 мм, масса 23,5…406 кг.

Эксплуатация скважин, оборудованных электропогружными центробежными насосными установками (УЭЦН).

Применение УЭЦН позволяет эффективно разрабатывать месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации.

Установка скважинного центробежного насоса (рис. 6) состоит из компенсатора 1, приводящего электродвигателя 2, протектора 3, насоса 4, плоского 5 и круглого 9 кабелей, крепящихся к насосно-компрессорным трубам 10 стальными поясами 8, обратного б и спускного 7 клапанов, оборудования устья скважины 11, станции управления 12, трансформатора 13 и различного вспомогательного оборудования.

Скважинный электронасосный агрегат спускают на колонне насосно-компрессорных труб. Электроэнергию к погружному электродвигателю подводят по круглому кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно-компрессорных труб до насосного агрегата и переходящего затем в плоский кабель. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.

Ограничение диаметров скважинных электронасосных агрегатов приводит к необходимости увеличения длины агрегатов при мощностях электродвигателей до 250 кВт. диаметры агрегатов находятся в пределах 116--142,5 Мм, длина агрегатов-- более 25 м.

Вместо круглого возможно применение по всей длине плоского кабеля соответствующего сечения. Кабель оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется защитными кожухами или специальным хомутом.

К подземному оборудованию относятся:

а) электроцентробежный насос, являющийся основным узлом установки;

б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;

в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора;

г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД;

д) НКТ, являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

К наземному оборудованию относятся:

а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

б) станция управления, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН;

в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого на ПЭД;

В зависимости от геометрических размеров установки условно делятся на группы: 5, 5А, 6 и предназначаются для эксплуатации скважин со следующими диаметрами эксплуатационных колонн: группа 5--121,7 мм, группа 5А-- 130 мм, группа 6--144,3 мм (148,3 мм -- для установок УЭЦНБ-500-1100 и УЭЦНБ-700-800).

Погружные насосы по диаметрам и поперечным размерам подразделяются аналогично установкам на группы 5, 5А, 6. Группа 5 --насосы с наружным диаметром корпуса 92 мм, группа 5А-- 103 мм, группа 6--114 мм [6].

5 Назначение и правила обслуживания нефтепромыслового оборудования, установок и трубопровода на месторождении

Под организацией сбора нефти, газа и воды на площадях месторождений понимается система нефте - газо - водопроводов, по которым осуществляется транспорт этих продуктов от скважин до централизованных технологических установок по подготовке нефти, газа и воды. Технологические установки (схемы) подготовки нефти, газа и воды представляют собой комплекс оборудования и аппаратов, в которых непрерывно и последовательно осуществляются процессы изменения состава нефти, газа и воды, завершающиеся получением товарной продукции.

Система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать:

- измерение количества продукции, получаемой из каждой скважины (дебита скважины);

- максимальное использование пластовой энергии или энергии, создаваемой скважинными насосами, для транспортировки продукции скважин до пунктов ее подготовки;

- сепарацию нефти и газа и подачу газа на пункты его подготовки или потребителям;

- отделение от продукции скважин свободной воды;

- раздельный сбор продукции скважин, существенно отличающейся по содержанию воды, физико-химическим параметрам (например, по содержанию сероводорода и других агрессивных компонентов), давлению и иным признакам, если смешение разносортной продукции нецелесообразно по технико-экономическим соображениям;

- подогрев продукции скважин (например, высокопарафинистой нефти) в случае невозможности ее сбора и транспорта при обычных температурах.

На основании обобщения передового опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли разработаны унифицированные технологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды.

В основу этих схем положено совмещение в системе герметизированного нефтегазосбора, процессов транспорта и подготовки продукции скважин для ее последующего разделения в специальном оборудовании при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на центральных нефтесборных пунктах (ЦНП). Это дает возможность автоматизировать промысловые объекты с наименьшими капитальными вложениями.

Нефть совместно с выделившимся из нее газом в нормальных условиях не может транспортироваться на большие расстояния, т.к. объем выделившегося газа в несколько десятков раз превышает объем жидкости и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать трубопроводы большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор и транспорт нефти и нефтяного газа осуществляют только на экономически целесообразные расстояния, а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два - нефтяной (водонефтяной) и газовый.

Для сбора, подготовки и хранения нефти в Чекмагушевском УДНГ филиала «Башнефть-Уфа» функционируют два нефтесборных парка с установками подготовки нефти НСП-Манчарово и НСП-Телепаново.

Нефть, поступающая на установки, тяжелая, высокосмолистая, высокосернистая.



Рисунок 1 - Схема сбора попутного нефтяного газа Чекмагушевского УДНГ филиала «Башнефть-Уфа»

Жидкость Менеузовской группы месторождений поступает в НСП-Телепаново. Здесь при давлении 0,22 МПа происходит сепарация, а затем в резервуаре (РВС-2000м) отделяется вода и нефть с частью воды откачивается, а вода - в систему ППД. Газ, выделившийся в депульсаторе и в сепараторе нефти поступает в газосепаратор, где после отделения конденсата полностью расходуется на собственные нужды.

На входе продукции скважин на УПС и на выходе из УПС предусмотрена подача деэмульгатора.

Температура нефти зимой 4-6С, а летом 15-20С. В депульсаторе происходит отделение части газа и жидкости. Затем в нефтегазосепараторе (2 шт. V-100 м) при давлении (Р=0,25 МПа) происходит дополнительная сепарация и далее жидкость поступает на УСТН, где происходит вторая ступень сепарации и затем до отделения воды поступает в РВС (2 шт.V-2000 м).

Нефть после РВС откачивается на НСП-Телепаново, а вода в систему ППД. Выделившийся газ в депульсаторе и нефтегазосепараторе поступает в газосепаратор и после отделения капельной жидкости частично используется на собственные нужды, а затем остальная часть по газопроводу направляется на НСП - Телепаново.

Сбор нефти на Менеузовском месторождении осуществляется по герметизированной однотрубной системе. Количество ГЗУ типа «Спутник» выбирается соответственно по количеству проектных эксплуатационных скважин. Эксплуатация систем сбора и внутрипромысловый транспорт нефти и газа проводятся в соответствии с РД 39 -0147-103-344-86.

Реагенты - деэмульгаторы имеют следующий класс опасности: дипроксамин 157 - 3 кл.; реапон-2 - 4 кл.; сепарол WF-34 - 4 кл.; сепарол WF-25 - 3 кл.; проксамин НР-76 - 3 кл.

Учет добычи нефти и газа осуществляется на основании «Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» и РД 39-147 103-344 86 «Правила технической эксплуатации систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа», разделы 4, 6 и РД 39-0147311-605-86.Замер дебита нефти и газа производится по каждой нефтяной скважине на АГЗУ дебитом до 2 м/с [5].

месторождение скважина добыча нефть

6. Химические реагенты для добычи нефти на месторождении

Нефть и конденсат, добываемые из скважин, выносят углеводородный газ, пластовую воду в количестве от 1 до 30% на нефть и механические примеси (до 1% масс. на нефть).

В воде содержится до 10 г/л минеральных солей, состав которых различается в зависимости от месторождений и составляет, % отн.: NaCl - 56 86; MgCl2 - 6 ё 10; CaCl2 - 8 ё 35.

Наличие воды и солей в нефти имеет следующие недостатки: соли, содержащиеся в воде при нагреве гидролизуются, вызывая коррозию аппаратуры и оборудования; вода имеет большую скрытую теплоту испарения и для ее отгонки от нефти требуется большой расход топлива; при испарении вода образует большой объем паров и нарушают процесс ректификации.

Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно, Хлористый натрий почти не гидролизуется. Хлористый кальций в соответствующих условиях может гидролизоваться в количестве до 10 % с образованием HCl. Хлористый магний гидролизуется на 90 %, причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Гидролиз хлористого магния может проходить под действием воды, содержащейся в нефти, а также за счет кристаллизационной воды хлористого магния. Разъедание аппаратуры продуктами гидролиза происходит как в зонах высокой температуры (трубы печей, испарители, ректификационные колонны), так и в аппаратах с низкой температурой (конденсаторы и холодильники).

MgCl2 + H2O - MgOHCl + HCl

При перегонке нефти и конденсата в результате разложения сернистых соединений образуется сероводород, который (в сочетании с хлористым водородом) является причиной наиболее сильной коррозии аппаратуры. Сероводород в присутствии воды и при повышенных температурах реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое железо:

Fe + H2S > FeS + H2

Покрывающая поверхность металла защитная пленка из FeS частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как сернистое железо вступает в реакцию:

FeS + 2HCl > FeCl2 + H2S

Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобождающийся сероводород вновь реагирует с железом.

Механические примеси состоят из песчинок пластовой породы, выносимых нефтью из пласта, кристалликов минеральных солей, продуктов коррозии и др. Растворенный газ при транспортировании и хранении нефти вызывает усиленные потери легких продуктов - нефть является "нестабильной".

Нефть подготавливается к переработке в два этапа - на нефтепромысле и на НПЗ. В задачу подготовки к переработке входит отделение механических примесей, воды и минеральных солей, а также попутного газа.

Механические примеси из нефти удаляют обычно отстоем в соответствующих сепараторах и резервуарах на промыслах и НПЗ, от которых их периодически очищают. Пластовая вода удаляется в резервуарах и отстойниках промысла, а диспергированная ее часть (эмульсия "вода в нефти") разделяется в специальных аппаратах - дегидраторах (на промыслах часто в термодегидраторах). При обезвоживании и обессоливании нефти удаляются и минеральные соли, растворенные в воде. Попутный газ отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением. Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в растворенном состоянии 0,5 - 1,5% углеводородов до бутана включительно. Эту растворенную часть газа извлекают на промысле при стабилизации нефти.

В зависимости от содержания в нефти воды и хлоридов установлены 3 группы сырой нефти, поступающей на НПЗ: I группа - содержание воды 0,5%, солей не более 100 мг/л; II - воды 1% и солей не более 300 мг/л; III - воды 1% и солей не более 1800 мг/л. Для всех групп содержание мехпримесей не должно превышать 0,05% и давление насыщенных паров при температуре нефти в пункте сдачи не более 66,7 кПа.

Нефть, углеводородные конденсаты и вода взаимно нерастворимы (лиофобны) и при интенсивном перемешивании образуют водонефтяную дисперсную смесь (эмульсию чаще всего "вода в нефти"), разделение которой в обычных отстойниках не происходит из-за малого размера частиц диспергированной воды и наличия в смеси стабилизаторов эмульсии.

Образуется эмульсия за счет турбулизации водонефтяной смеси при движении ее по стволу скважины, через задвижки и штуцеры и по трубопроводам от скважины до узла подготовки нефти. Основное количество воды отделяется отстоем и представляет собой также дисперсную систему "нефть и воде", т. е. воду, в которой диспергированы мелкие капли нефти. Отделение этой диспергированной нефти в пластовой воде производят на установке подготовки воды, и отделенную нефть возвращают в основной поток нефти.

Капли глобулы диспергированной воды имеют диаметр от 0,1 до 1000 мкм, и каждая из них окружена адсорованной на поверхности глобул сольватной оболочкой - концентратом высокомолекулярных полярных веществ нефти, называемых эмульгаторами. Наличие этого сольватного слоя создает защитную "скорлупу" вокруг каждой глобулы воды, препятствующую слиянию (коалесценции) глобул при самопроизвольном столкновении. Этот сольватный слой часто называют АСПО - асфальто-парафиновое отложение.

Процесс образования сольватных оболочек начинается сразу же в момент дробления воды на мелкие глобулы и продолжается в течение всего времени, пока существует эмульсия. Поэтому чем больше время существования эмульсии, тем толще становится сольватный слой и тем прочнее его защитное действие.

Интенсивность адсорбции эмульгаторов на поверхности глобул воды определяется тем, что дисперсная фаза (вода) при указанных выше размерах капель имеет огромную межфазную поверхность (десятки квадратных метров в литре нефти). Поэтому на такой поверхности может адсорбироваться большое количество веществ, стабилизирующих эмульсию, т.е. придающих ей характер кинетически устойчивой среды.

Одной из важнейших характеристик эмульсии является дисперсность частиц воды. Нефти после подготовки на нефтепромысле являются мелкодисперсными системами, имеющим, следующий спектр диаметр» частиц воды мкм:

Размер частиц, мкм Содержание, %

0,1_________________ 2-3

2-4_________________ 56

4-6 ________________ 18

6-10_______________ 15

> 10_______________ 8

Очень важно для характеристики эмульсии и выбора методов ее разрушения знание свойств эмульгаторов, образующих защитные сольватные оболочки и определяющих устойчивость эмульсии.

Установлено, что основными эмульгаторами и стабилизаторами эмульсии - вода - нефть, являются асфальтены и высокоплавкие парафины, а также высокодисперсные твердые частицы ( минеральные и карбоиды). При этом устойчивость эмульсий зависит не столько от концентрации перечисленных эмульгаторов, сколько от степени их коллоидности, которая, в свою очередь, определяется наличием в нефти парафиновых и ароматических углеводородов.

Прочность сольватной оболочки, где сконцентрированы эмульгирующие вещества, зависит также от рН водной фазы. Химический состав глобул воды и наличие в ней ионов некоторых соединений оказывает влияние на состав и свойства адсорбированных эмульгаторов. Прочность сольватной оболочки максимальна в кислой среде, и минимальна - в щелочной.

К факторам, определяющим устойчивость эмульсий, относятся следующие:

Средний диаметр глобул воды. Чем меньше диаметр глобулы, тем медленнее будет глобула оседать в массе нефти и тем более устойчивой будет эмульсия.

Для того чтобы снизить устойчивость эмульсии и облегчить (ускорить) отделение от нее воды, необходимо укрупнить капли воды, т.е. создать условия для их коалесценции (слияния).

Время жизни эмульсии. Чем больше прошло времени с момента образования эмульсии, тем толще сольватный слой эмульгирующих веществ вокруг капель воды и тем прочнее эта защитная оболочка, препятствующая коалесценции капель при их соударении. Кроме того, имеет значение и характер гидродинамических воздействий на поток нефти в процессе ее движения от места добычи к месту переработки (число и тип перекачивающих насосов, длина и профиль трассы нефтепроводов, число задвижек и других местных сопротивлений по трассе и т.д.). Чем больше нефть подвергается таким местным воздействиям, тем мельче становится средний диаметр капель и тем устойчивее эмульсия.

Физико-химические свойства нефти и химический состав эмульгированной воды. Имеются в виду главным образом плотность нефти, ее вязкость и состав эмульгаторов. рН водной фазы.

Причиной образования устойчивых нефтяных эмульсий является перемешивание пластовой воды с нефтью и конденсатом при добыче и перекачке, а также содержащихся в ней парафинов, асфальто-смолистых веществ, ПАВ и др. Наличие воды в нефти вызывает повышенный расход топлива на ее испарение, повышение скорости паров в аппаратуре. Наличие солей, особенно хлоридов кальция и магния, при нагреве нефти при температурах выше 100°С вызывает в присутствии воды их гидролиз с образованием HCl, коррозирующей оборудование и аппаратуру. Коррозия резко увеличивается при наличии в нефти или образовании сероводорода.

Сущность процесса обессоливания и обезвоживания нефти и конденсата заключается в их водной промывке при смешении нагретой нефти и конденсата с пресной водой, последующем разрушении образуемой при этом водонефтяной смеси и отделении соленой воды от нефти.

В технике применяют термический, механический, химический и электрический, а также их комбинации методы разрушения эмульсий. Общим для всех этих методов является стремление достичь максимальной скорости и полноты осаждения воды.

Термическое разрушение эмульсии заключается в нагреве нефти до температуры 65-160оС, так как подогрев снижает вязкость нефти, ее поверхностное натяжение и увеличивает разность плотностей воды и нефти. Для того чтобы избежать испарения нефти и воды, разрушение эмульсий ведут при избыточном давлении до 0,6ё1,6 МПа.

К механическим методам относятся отстаивание и фильтрация. Их применяют к нестойким легко разрушающимся или разрушенным эмульсиям. Простейшим из них является гравитационное отстаивание в аппаратах большой емкости, где нефть пребывает в течение 1 - 2 ч при температуре 120 - 140 °С и давлении до 1,5 МПа. Отстой происходит вследствие разности плотностей разделяемых фаз в зависимости от диаметра частиц и вязкости дисперсионной среды. На промыслах устанавливают вертикальные или горизонтальные дегидраторы. Для удаления солей нефть обрабатывают 1-5% деминерализованной воды. Длительность отстоя составляет 2-4 ч. Фильтрацию через различные фильтрующие материалы осуществляют достаточно редко.

Эффективность механического разделения эмульсии можно существенно повысить, если вместо сил гравитации использовать центробежную силу, т. е. подвергать эмульсию центрифугированию. Однако из-за сложности аппаратурного оформления такой метод для промышленного разделения эмульсии применения не нашел.

К механическим методам разрушения эмульсий можно отнести также фильтрование через фильтры избирательной смачиваемости. Если фильтрующий элемент (песок, древесная стружка) смачивается только водой и не смачивается нефтью, то пропуская через такой фильтр нефтяную эмульсию, можно отделить значительное количество воды от нефти (особенно если эмульсия грубодисперсная). Такой метод иногда применяется на миниНПЗ, хотя фильтрующий элемент быстро выходит из строя и требует частой замены.

Механические методы, в частности отстой, малопроизводительны и в чистом виде практически не применяется, но отстой входит как обязательный элемент во все термохимические и электротермохимические методы.

Teрмохимический метод сочетает ввод в систему деэмульгатора - химического вешества деэмульгатора, разрушающего защитную сольватную оболочку вокруг глобул воды, с осаждением коалесцированных капель воды в нагретой нефти. Метод позволяет существенно увеличить скорость осаждения капель за счет снижения плотности и вязкости нефти (нагрев нефти до 60 - 130 °С) и ускорения укрупнения капель за счет ослабления защитных оболочек и облегчения их коалесценции в процессе движения нефти.

Деэмульгатор вводят в поток нефти в смесителе в количестве 5-100 г/т нефти. Обладая хорошими поверхностно-активными свойствами, деэмульгатор воздействует на адсорбированные вокруг капель воды сольватные оболочки эмульгаторов за счет:

· адсорбционного вытеснения (замещения) эмульгатора сольватной оболочки;

· химического взаимодействия компонентов деэмульгатора и разрушения сольватного слоя;

· образования эмульсии противоположного типа, т. е. инверсии фаз.

В результате пленка из эмульгирующих веществ вокруг капли воды разрушается, резко снижаются ее прочность и защитные свойства, что способствует коалесценции капель воды.

Термохимический метод в чистом виде используют обычно на промыслах как метод обезвоживания нефти с небольшой глубиной обессоливания.

Следует кратко рассмотреть основные требования к деэмульгатору и его характеристики. Деэмульгаторы - это химические вещества, которые, должны: