CC BY
129
Л.В. Закшевская, Л.М. Шипигузов
ООО «ФЛЭК»
В.Г. Рябов
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
НОРМИРОВАНИЕ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ВОД ДЛЯ СИСТЕМЫ ППД ПАШНИНСКОГО И БЕРЕГОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рассмотрена классификация примесей содержащихся в сточных водах нефтяных месторождений. На основании экономической целесообразности установлены нормы качества нефтепромысловых вод для системы ППД Пашнинского и Берегового месторождений.
Все примеси, содержащиеся в сточных водах нефтяных месторождений, можно классифицировать по характеру влияния на свойства сточных вод, что позволяет определять возможность снижения их количества или способ извлечения.
К первой группе можно отнести истинно растворенные в сточной воде ионы, окислы, растворенные газы, а также органические вещества. Изучение примесей первой группы позволяет судить о процессе формирования вод.
Ко второй группе отнесены примеси, зависящие от технологического процесса сбора и подготовки нефти. По физическому состоянию эти примеси могут находиться в сточной воде в виде взвеси разной степени дисперсности - грубодисперсные, тонкодисперсные, коллоидные частицы. Состав примесей зависит от состава сырья, особенностей транспортировки нефти, смешения вод разных генетических типов, процессов коррозии нефтепромыслового оборудования, технологических параметров процесса обезвоживания и обессоливания нефти. Образование этих примесей происходит по всему пути движения сточных вод.
В третью группу примесей можно выделить продукты жизнедеятельности бактерий. В первую очередь сульфатвосстанавливающие
бактерии (СВБ), вырабатывающие биогенный сероводород, который вступает во взаимодействие с металлами, а также - микробиологическую слизь, экранирующую колонии бактерий от внешней среды.
Примеси первой группы являются неизменными и характеризуют генетический тип воды.
Примеси второй и третьей группы поддаются корректировке. Так, например, раздельный сбор железо- и сероводородсодержащих вод исключает возможность нарушения ионного равновесия и образования сульфидов. Совместимость пластовых и закачиваемых вод исключает возможность образования сульфатов и карбонатов кальция, магния и бария. Ингибиторная защита оборудования позволяет снизить коррозионную составляющую осадков. Снижения углеводородной составляющей примесей можно достичь за счет применения маслорастворимых деэмульгаторов, в минимальной степени переходящих в водную фазу и менее влияющих на поверхностное натяжение воды. Снижение концентрации биогенного сероводорода при бактерицидных обработках позволяет в сотни раз снизить количество сульфидов в сточной воде.
Все вышесказанное относится к группе превентивных мероприятий, позволяющих значительно снизить процессы осадкообразования в сточных водах.
В случае, когда количество осадков значительно превышает предельно допустимые концентрации, изучение качественного и фазоводисперсионного состава позволяет оценить принципиальную возможность и способ их извлечения из сточных вод.
Вся вода, используемая в системе нефтедобычи для технологических целей, должна соответствовать требованиям ОСТ 39-225-88.
В соответствии с указанным стандартом нормируются следующие показатели качества закачиваемых вод:
♦ величина рН (должна находиться в пределах от 4,5 до 8,5);
♦ совместимость с пластовой водой (должна быть высокой); при возможности отбора пластовой воды необходимо выполнить работы по прогнозированию процессов солеотложения на данных месторождениях;
♦ содержание растворенного кислорода (не более 0,5 мг/л с точки зрения коррозионных процессов);
♦ коррозионная активность (при скорости коррозии свыше 0,1 мм/год необходимо предусмотреть ингибиторную защиту трубопроводов и оборудования);
♦ содержание сероводорода (отсутствие); сточные воды, содержащие сероводород, весьма агрессивны и способны в короткий срок вывести из строя оборудование и трубопроводы системы заводнения;
♦ наличие СВБ (отсутствие); в случае использования в качестве источника для заводнения воды с присутствием СВБ необходимо применять бактерициды;
♦ содержание катионов трехвалентного железа (отсутствие).
Регламентируемое содержание нефти и механических примесей
в воде по ОСТ 39-225-88 принимается в зависимости от коллекторских свойств пласта. В табл. 1 приведены допустимые нормы содержания взвешенных веществ и нефтепродуктов в водах, принятые в соответствии с нормативным документом. Как видно, ОСТ регламентирует самые жесткие требования для подготовки закачиваемых вод - содержание механических примесей и нефти имеют минимальные значения для всех разрабатываемых горизонтов, кроме пласта Б^аг В-1 Берегового месторождения.
Таблица 1
Допустимые нормы содержания взвешенных веществ и нефти
в воде по ОСТ 39-225-88
Месторождение Пласт
Пашнинское, верхний объект ІУб -Б31т3 Пачка А1-Р1аг Пачка А2-Р1аг І-Р1к 2-Р1к
Тип коллектора Карбонатный
Проницаемость, мкм2 0,0252 0,0762 0,0762 0,0205 0,0185
Допустимое содержание в воде, мг/л: мех. примесей нефти До 3 До 3 До 3 До 3 До 3
До 5 До 5 До 5 До 5 До 5
Пашнинское, нижний объект Іа+Іб Івв Ів0 - -
Тип коллектора ерригенный
Проницаемость, мкм2 0,06 0,064 0,063
Допустимое содержание в воде, мг/л: мех. примесей нефти До 3 До 3 До 3
До 5 До 5 До 5
Береговое Б3ігг Іа Б3(І2Г Іб Б^аг В -2 Б^аг В-1 -
Тип коллектора Терригенный
Проницаемость, мкм2 0,097 0,091 0,014 0,198
Допустимое содержание в воде, мг/л: мех. примесей нефти До 3 До 3 До 3 До 5
До 5 До 5 До 5 До 10
В настоящее время практически каждое нефтедобывающее предприятие руководствуется своими собственными временными нормами, исходя из соображений экономической целесообразности и нового ви-
дения функции закачиваемой воды и компонентов ее загрязняющих. Новые требования к качеству закачиваемых вод необходимы для обеспечения эффективного вытеснения нефти из пористой среды с различными коллекторскими свойствами.
Закачиваемая в пласт вода не должна:
1) формировать осадки, приводящие к кольматации пор и каналов пласта;
2) провоцировать выделение коррозионно-активных газов;
3) оказывать вредное воздействие на смежные технологические процессы при добыче, сборе и транспорте, подготовке нефти, очистке пластовых вод.
В ОСТ 39-225-88 примеси, содержащиеся в промысловых сточных водах, формально разделены на нефть и механические примеси, что во множестве случаев способствует неправильному пониманию характера и механизма загрязнения нагнетательных скважин системы ППД, а также неправильным действиям, направленным на удаление примесей из воды. Первое, как правило, выражается во мнении, что затухание приемистости скважин обусловлено накоплением на забое и в прилегающей части породы пласта механических примесей, нерастворимых в органических растворителях, но никак не отрицательным воздействием на пласт нефти вследствие ее текучести и, следовательно, способности к фильтрации. Второе выражено в попытках создания технологии и оборудования для удаления из воды отдельно нефти и отдельно механических примесей.
Альтернативным по отношению к указанной концепции является утверждение о том, что в турбулентном потоке невозможно раздельное существование эмульгированной нефти и механических примесей. Механические примеси, от наиболее гидратированных СаСО3 и Бе(ОН)3 до наименее гидратированного Ре8, взаимодействуя с природными стабилизаторами эмульсий, обязательно будут объединяться с каплями нефти, образуя агломераты, и концентрироваться на границе раздела фаз. Турбулентный поток в значительной мере будет способствовать этому объединению за счет высокой частоты их столкновений в потоке. Свойство механических примесей адсорбироваться на границе раздела фаз вода - нефть известно давно. Одним из ее следствий является формирование промежуточных слоев при подготовке нефти. Предположение о том, что механические примеси и нефть в водном потоке существуют раздельно, не подтверждается экспериментами по извлечению примесей из воды.
При определении одновременного изменения содержания механической и углеводородной части примесей методом термогравиметрии было замечено, что они ведут себя как одно целое, т.е. 10-кратное снижение массовой доли механических примесей, выделенных из сточных вод РВП и БКНС, по сравнению с эмульсиями на входе на установку, вызывает пропорциональное снижение органической составляющей, это означает, что механическая часть примеси содержится в нефти, или по-другому, все механические примеси смочены нефтью. Из этого следует, что если соотношение углеводородной и механической частей примесей мало изменяется во времени, то они должны коррелировать друг с другом по линейному закону с точкой в начале координат. Представляет интерес состав углеводородной части примесей.
Большая часть нефти переходит в нефтяную фазу, оставляя адсорбированные примеси на границе раздела фаз вода - нефть. Таким образом, на границе раздела фаз вода - нефть в аппарате может накапливаться значительное количество механических примесей в концентрациях, на несколько порядков выше, чем собственно в нефти или в воде. По мере накопления в аппарате на границе раздела фаз механических примесей, а также природных стабилизаторов, в частности парафина и асфальтенов (также являющихся пластичной массой, которая может характеризоваться как механическая примесь), граница раздела в аппарате приобретает вид высококонцентрированной грубодисперсной эмульсии промежуточного слоя. Разрушаясь, промежуточный слой отдает в поток водной фазы примеси в виде межкапельной нефти и агломераты мехпримесей с углеводородными соединениями.
В случае ввода обратной эмульсии в толщу нефтяного слоя источником загрязнения водного слоя в аппарате является исключительно промежуточный слой. Далее, например, в буферной емкости или водяном отстойнике также непрерывно происходит перераспределение примесей между верхней и нижней частями емкости. Часть примесей переходит в верхнюю часть емкости, образуя слой нефти с повышенным содержанием механической части, а также парафина и асфальте-нов, однако с концентрацией мехпримесей несколько меньшей, чем в структуре промежуточного слоя. В слое нефти происходит накопление наиболее тяжелой части примесей на границе раздела фаз вода -нефть с последующим переходом снова в водную фазу и, в зависимости от размера скоагулированного комплекса, имеет место либо ее осаждение в нижнюю часть емкости, либо всплывание. Картина, где главная роль загрязнения воды примесями принадлежит промежуточному
слою, очень хорошо согласует полученные данные по составу примесей, содержащихся в воде, с составом пленки структуры промежуточного слоя. Откуда следует вывод, что примеси, закачиваемые с водой в нагнетательные скважины, в большинстве случаев являются эмульгированными пленками разрушенных структур промежуточных слоев. Этот факт заставляет по-иному рассматривать роль «нефти», вернее углеводородной части составляющей примеси, в затухании приемистости скважин, поскольку эта вязкопластичная структура кристаллического парафина и асфальтенов в небольшом количестве представляет для скважины большую опасность, чем отдельно взятые твердые (например, только минеральные) механические примеси.
Твердая взвешенная частица (ТВЧ) представляет собой вязкопластичную структуру, состоящую из минеральной и органической части (рисунок).
Минеральная
составляющая
Органическая
составляющая
Пленочная и эмульгированная
Рис. Качественный состав ТВЧ
При этом необходимо учитывать, что небольшое общее снижение приемистости нагнетательных скважин может скрывать высокую степень снижения приемистости в зонах низкой проницаемости. Если зоны низкой проницаемости содержат значительные запасы извлекаемой нефти, экономические показатели разработки месторождения могут быть значительно снижены*. В последние годы разработано множество методик нормирования и определения качества воды, подготавливаемой для заводнения нефтяных залежей. И многие нефтедобывающие предприятия пользуются региональными стандартами качества воды для заводнения.
В табл. 2 приведены нормы содержания нефти, ТВЧ, их допустимые размеры в водах источников водоснабжения для Пашнинского и Берегового месторождений, рассчитанные по номограммам компании «Тоталь». При этом приоритетным параметром является допустимый
* Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. 311 с.
220
Таблица 2
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Пашнинского и Берегового месторождений
и допустимое содержание в очищенной воде ТВЧ и нефти
Месторождение Г оризонт Пористость, % Проницаемость, 2 мкм Диаметр пор для сочетаний Толщина, м Допустимое содержание в очищенной воде, мг/л Допустимые размеры частиц, мкм
ш1к1 осредненный ТВЧ нефть суммарно
Пашнинское, верхний объект 1Уб ^3£ш3 0,10 0,0252 2,83 0,00252 42,6 23 36 58 1,0
Пачка А2-Ріаг 0,20 0,0762 6,95 0,01524 33,5 35 49 84 1,4
Пласт 1-Р1к 0,20 0,0205 3,61 0,00410 20,0 14 23 37 1,0
Пласт 2-Р1к 0,10 0,0185 2,42 0,00185 7,9 8 14 22 1,0
Пашнинское, нижний объект 1а+1б 0,14 0,060 5,16 0,00840 55,0 40 56 96 1,0
1вв 0,13 0,064 5,14 0,00832 97,5 54 77 132 1,0
1в0 0,13 0,063 5,10 0,00819 58,3 42 59 101 1,0
Береговое D3dzr 1а 0,13 0,097 6,32 0,01261 21,0 31 44 75 1,3
D3dzrIб 0,1 0,091 5,37 0,00910 7,0 17 24 41 1,1
D3jar В -2 0,13 0,14 7,60 0,01820 27,0 42 61 104 1,5
D3jar В-1 0,13 0,10 6,42 0,01300 26,0 35 49 85 1,3
размер ТВЧ. При определении единого показателя концентрации ТВЧ и их допустимого размера по многопластовым месторождениям следует принимать во внимание величину балансовых запасов нефти по отдельным горизонтам и устанавливать концентрацию ТВЧ, ориентированную на горизонты с максимальными запасами, но при этом допустимый размер ТВЧ должен соответствовать его минимальным величинам по разрабатываемому месторождению.
По сумме показателей Пашнинского и Берегового месторождений для Пашнинского месторождения рекомендуемый размер ТВЧ -не более 1 мкм. Это означает, что при подготовке воды для закачки необходимо отделить все примеси, имеющие размер свыше 1 мкм.
Рекомендуемая концентрация ТВЧ в закачиваемой воде, принятая по минимальным показателям двух месторождений, составляет 8 мг/л, нефти - 14 мг/л.
Решение о выборе технологии подготовки воды для заводнения Пашнинского месторождения необходимо выполнять с учетом балансовых запасов нефти по пласту 2-Р1к на основании технико-экономического обоснования. В случае нецелесообразности модернизации блока подготовки воды под нормативы качества, обусловленные параметрами пласта 2-Р1к, нормы качества можно поднять до нормативов пласта 1-Р1к: концентрация ТВЧ в закачиваемой воде составляет 14 мг/л, нефти - 23 мг/л, допустимые размеры частиц - не более 1 мкм.
Таким образом, с учетом новых исследований о коллоидном состоянии загрязнений установлены менее жесткие нормы качества подготовки сточной воды по сравнению с требованиями ОСТ 39-225-88.
Получено 20.06.2012
