На нефтяных месторождениях в процессе добычи нефти извлекаются пластовые воды, которые отделяются от нефти на установках подготовки нефти и представляют собой жидкие нефтесодержащие отходы. Пластовые воды (80–95 %), ливневые (дождевые стоки) (1–3 %) и производственные стоки (4–15 %) образуют нефтепромысловые сточные воды (НСВ). Нефть в НСВ находится в растворенном, эмульгированном и свободном (плавающем) состояниях. Кроме нефти в НСВ содержатся механические примеси (выбуренная порода, продукты коррозии, деэмульгаторы и т.д.) и растворенные газы (азот, сероводород, метан, кислород и др.). При очистке НСВ удаляются механические примеси (взвешенные вещества), плавающая и эмульгированная нефть и вещества, применяемые в технологии добычи нефти из скважины. Растворенная нефть практически не оказывает какого-либо влияния на приемистость нагнетательных скважин [1].
Рис. 1. Типы суспензионно-эмульсионных систем: а) прямая; б) обратная; в) множественная
Сложность очистки НСВ заключается в том, что механические примеси и нефть существуют совместно, а не раздельно. Это мнение, изложенное ведущим инженером филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» Л.В. Закшевской в [2], основано на экспериментальных исследованиях по извлечению примесей из воды. Все механические примеси смочены нефтью. На границе раздела фаз нефть – вода образуется высококонцентрированная грубодисперсная эмульсия промежуточного слоя, в которой концентрация механических примесей во много раз превышает их концентрацию в нефти или в воде. При разрушении этого слоя в зависимости от плотности скоагулированного комплекса в отстойнике будет происходить либо его осаждение, либо всплытие. При закачке очищенной воды в нагнетательные скважины примеси, остающиеся в воде после очистки, представляют собой эмульгированные пленки разрушенных структур промежуточных слоев.
Таким образом, НСВ полидисперсны и многофазны и представляют собой суспензионно-эмульсионную систему, классификацию которой на основе вышеизложенного представим аналогично классификации типов эмульсий и назовем прямой (а), обратной (б) и множественной (в) (рис. 1). Промежуточный слой грубодисперсной эмульсии на границе фаз нефть – вода представим упрощенно на рис. 2.
Рис. 2. Промежуточный слой
грубодисперсной эмульсии
Очистку НСВ осуществляют с помощью механических и гидромеханических процессов: перемешиванием, отстаиванием, центрифугированием и фильтрованием с целью разрушения бронирующих оболочек на каплях нефти, коалесценции капель нефти и выведения частично сконцентрированной нефтяной фазы и осадка (механические примеси). В качестве оборудования используют резервуары с мешалками, отстойники, сепараторы, центрифуги, гидроциклоны, каплеобразователи, флотаторы и фильтры. Исследованы физико-химические методы воздействия, такие как влияние магнитного поля [3] и вибрация [4], электрохимические – электрокоагуляция [5], электрофлотация [6] и др. Широкое распространение получили блочные установки, комбинирующие методы центрифугирования и отстаивания [1], центрифугирования и коалесценции [7].
Целью данной работы была разработка схемы очистки нефтепромысловых сточных вод для закачки в пласт на основе показателей качества поверхностной, пластовой и очищенной нефтепромысловой сточной воды на нефтяном месторождении Прибрежное (Краснодарский край).
Материалы и методы исследования
Количественный химический анализ поверхностной, пластовой и очищенной воды выполнен сотрудниками отдела обеспечения разработки месторождений углеводородов филиала ООО «Газпром добыча Краснодар» – ИТЦ по нормативным документам: водородный показатель (рН) ПНД Ф14.1:2:3:4.121-97; взвешенные вещества РД 52.24.468-2005; нефтепродукты ПНД Ф 14.1:2:4.5-95; БПК5 ПНД Ф 14.1:2:3:4.123-97; сухой остаток (общая минерализация) ПНД Ф 14.1:2:4.114-97; железо (окисное) ПНД Ф 14.1.2:4.50-96; кальций ПНД Ф 14.1:2:3.95-97; магний РД 52.24.395-2017; хлорид-ион РД 52.24.407-2017; карбонат-ион ГОСТ 31957-2012; гидрокарбонат-ион ГОСТ 31957-2012; сульфат-ион РД 52.24.483-2005; сероводород и сульфиды (в пересчете на сероводород) РД 52.24.450-2010; растворенный кислород РД 52.24.419-2005; содержание суммы ионов натрия и калия выполнено расчетным методом; плотность определена ареометрическим методом при температуре 25 °С.
Результаты исследования
и их обсуждение
Степень очистки НСВ определяется индивидуально для каждого месторождения. Как было изложено выше, сложность заключается в отделении от воды эмульгированной нефти и грубодисперсной эмульсии. Содержание нефти и механических примесей в очищенной сточной воде нефтяных месторождений превышает нормативы, определяемые отраслевым стандартом ОСТ 39-225-88, в котором изложены требования к качеству воды, применяемой для заводнения нефтяных пластов, в зависимости от коллекторских свойств пласта. Согласно этому документу при проницаемости пористой среды коллектора свыше 0,6 мкм2 максимальное допустимое содержание механических примесей должно быть до 50 мг/л и нефти до 50 мг/л. В настоящее время действие ОСТ 39-225-88 не определено законодательством в связи с вступлением в силу ФЗ от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании». Повышенное содержание нефти и взвешенных веществ в воде, закачиваемой в пласт, приводит к неполному извлечению нефти из скважины.
Основное содержание НСВ составляют пластовые воды. Состав пластовой воды месторождения Прибрежное (Краснодарский край) для скважины № 4 в декабре 2018 г. составил, в мг/л: взвешенные вещества 14 ± 4; нефтепродукты 149 ± 21; сухой остаток (общая минерализация) 12200 ± 600; железо (окисное) 2,15 ± 0,32; кальций 36 ± 4; магний 21,2 ± 3; хлорид-ион 5840 ± 70; карбонат-ион менее 6; сульфат-ион 90 ± 8; сероводород и сульфиды (в пересчете на сероводород) менее 0,05; растворенный кислород 2,64 ± 0,26; сумма ионов натрия и калия 4500 ± 1100. Плотность составила 1003 ± 5 кг/м3. Водородный показатель 7,82 ± 0,2 ед. рН.
Поверхностные (ливневые) сточные воды или дождевой сток в НСВ присутствуют на уровне 3 %. Состав ливневых сточных вод с территории установки комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГиК) Прибрежного месторождения в октябре 2016 г. составил: рН = 6,7 ± 0,2; нефтепродукты менее 0,05 мг/л; БПК5 = 2,1 ± 0,5 мгО2/л; железо общее 0,075 ± 0,022 мг/л. По показателю рН дождевой сток находится на границе между слабокислой средой (рН = 4-6) и нейтральной (рН = 7).
Показатели качества очищенной воды для закачки в пласт месторождения
Прибрежное Краснодарского края (нагнетательная скважина № 4, 2017 г.)
|
Точка отбора |
Показатель |
Ед. изм. |
Результат КХА с указанием погрешности (при Р = 0,95) |
|||
|
I квартал |
II квартал |
III квартал |
IV квартал |
|||
|
Емкость с пластовой водой |
Массовая концентрация взвешенных веществ |
мг/л |
105 ± 7 |
173 ± 7 |
48 ± 4 |
22 ± 4 |
|
Массовая концентрация нефтепродуктов |
мг/л |
103 ± 14 |
141 ± 20 |
71 ± 10 |
65 ± 9 |
|
|
Водородный показатель |
ед. рН |
7,25 ± 0,20 |
7,23 ± 0,2 |
7,05 ± 0,2 |
7,15 ± 0,2 |
|
|
Массовая концентрация железа (III) |
мг/л |
1,67 ± 0,25 |
1,75 ± 0,26 |
– |
1,41 ± 0,21 |
|
|
Массовая концентрация метанола |
мг/л |
1020 ± 120 |
<0,5 |
3020 ± 360 |
1160 ± 140 |
|
|
Массовая концентрация сероводорода и сульфидов |
мг/л |
<0,05 |
<0,05 |
– |
<0,05 |
|
|
Массовая концентрация растворенного кислорода |
мг/л |
3,16 ± 0,1 |
2,84 ± 0,28 |
3,80 ± 0,12 |
2,76 ± 0,28 |
|
Рис. 3. Схема установки для очистки нефтепромысловых сточных вод для закачки в пласт:
1 – гидроциклон; 2 – патрубок подвода исходной нефтепромысловой сточной воды; 3 – патрубок отвода верхнего слива; 4 – патрубок отвода нижнего слива; 5 – входной патрубок отстойника; 6 – отстойник; 7 – патрубок отвода нефтяной эмульсии, 8 – патрубок очищенной воды;
9 – патрубок отвода шламового осадка 9; 10 – верхние вертикальные перегородки;
11 – нижние вертикальные перегородки; 12 – коническое днище; 13 – входной патрубок самопромывного песчаного фильтра; 14 – самопромывной песчаный фильтр;
15 – патрубок отвода промывочной воды; 16 – патрубок отвода очищенной воды
Очистка НСВ проводится в отстойниках. Показатели качества за 4 квартала 2017 г. приведены в таблице. Несмотря на поквартальное снижение концентраций взвешенных веществ с 105 до 22 мг/л и нефтепродуктов с 103 до 65 мг/л, их содержание в очищенной воде остается завышенным. В настоящее время нефтедобывающее предприятие руководствуется собственными временными нормами, поэтому данные показатели качества воды для закачки в пласт являются допустимыми. В перспективе – снижение концентраций примесных компонентов в очищенной сточной воде.
Для разработки установки очистки НСВ нами проведено исследование стадий очистки, осуществляемых в современных предлагаемых установках, защищенных патентами РФ, и предложена структура очистки НСВ, включающая четыре стадии: предочистку, обработку, очистку и доочистку [8]. Стадии предочистки и обработки, обработки и очистки могут проводиться как раздельно друг от друга, так и быть совмещенными в одном аппарате. Под предочисткой понимается частичное выведение из НСВ нефтяной эмульсии или взвешенных веществ (нефтяного шлама). Обработка включает все возможные варианты разрушения бронирующих оболочек, организацию коалесценции нефтяных капель и высвобождение механических примесей из нефтяных капель, т.е. приводит к разрушению внутренней упорядоченности суспензионно-эмульсионной системы. Стадия доочистки способствует доведению показателей качества очищенной сточной воды до нормативных. Отсутствие какой-либо стадии снижает эффективность установок в целом.
На рис. 3 приведена схема очистки НСВ, реализующая четыре стадии: предочистку, обработку, очистку и доочистку. Для предочистки и обработки установлен перевернутый гидроциклон 1, способствующий интенсификации разрушения бронирующих оболочек и промежуточного слоя грубодисперсной фазы и частичному выведению концентрированных нефтепродуктов и выделившихся газов через верхний штуцер. Из нижнего штуцера 4 гидроциклона 1 сточная вода поступает в отстойник 6 закрытого типа. Стадия очистки протекает в отстойнике 6, снабженном верхними 10 и нижними 11 перегородками.
Первая верхняя перегородка 10 по высоте меньше остальных верхних перегородок. Это способствует организации противотока между опускающимся и поднимающимся потоками воды, что в свою очередь приводит к коалесценции капель нефти. Перегородки предназначены для изменения траектории движения воды вверх и вниз с целью её турбулизации для отделения нефтяного шлама и коалесценции капель нефтепродуктов. Для каждой секции предусмотрен дренаж в виде конического днища 12 с нижним патрубком 9 для удаления взвешенных веществ (нефтяного шлама). На выходе из верхнего бокового штуцера 7 отстойника 6 удаляется нефтяная эмульсия (уловленная нефть), которая рециркулируется на очистку в гидроциклон 1. Из нижнего бокового штуцера 8, приподнятого относительно дна отстойника 6, выводится очищенная сточная вода и подается на доочистку в самопромывной песчаный фильтр 14. Промывные воды песчаного фильтра 14, содержащие нефтепродукты, сбрасываются в гидроциклон 1. Из песчаного фильтра 14 через патрубок 16 выводится очищенная сточная вода с показателями качества по нефтепродуктам и взвешенным веществам, отвечающим требованиям ОСТ 39-225-88.
Заключение
Предложена схема очистки НСВ для закачки в пласт, включающая перевернутый гидроциклон, отстойник и самопромывной песчаный фильтр. В схеме реализованы четыре стадии: предочистка, обработка, очистка и доочистка. В гидроциклоне протекают стадии предочистки и обработки, в отстойнике – очистка, в песчаном фильтре – доочистка.
Авторы выражают благодарность руководству месторождения Прибрежное Краснодарского края за предоставленные показатели качества поверхностных, пластовых и очищенных нефтепромысловых сточных вод.