Очистка попутно-добываемой воды

Метод парогравитационного воздействия при добыче СВН

Для подготовки воды при добыче методом парогравитационного воздействия на СВН требуются подготовка пара в котельных. На НК, добывающих СВН (преимущественно ПАО Татнефть в РТ), необходимо получать особо чистую воду с содержанием нефти и ТВЧ менее 1 мг/л. Отстаивание нефтесодержащих вод является одним из наиболее распространенных методов очистки попутно-добываемой воды. Несмотря на это остаточное содержание нефтепродуктов и ТВЧ в воде, очищенной способом отстаивания, является высоким и колеблется от 70 до 100 мг/л. В ряде случаев применяют принцип тонкослойного отстаивания. Для этого рабочий объем аппаратов разделяют наклонными параллельными пластинами, объединенными в блоки. Однако такое решение позволяет только увеличить производительность аппаратов без улучшения качества очищенной воды.

Применение гидроциклонов и центрифуг также не позволяет решить проблему глубокой очистки, хотя и способствует уменьшению капитальных затрат в инфраструктуру участка промысловой переработки нефти.

Предварительная коалесценция капель, увеличение размеров всплывающих частиц за счет внешних источников, изменение подъемной силы капель значительно ускоряют процессы очистки сточных вод, что позволяет отнести эти методы к более высокому уровню технологии очистки пластовых вод. Эти технологические приемы позволяют более быстро и надежно повышать качество очищенной воды, снижая содержание нефтепродуктов до 25-30 мг/л, но требуют в традиционном исполнении больших капиталовложений, применения сложной техники, высоких затрат дефицитной энергии.

Механическое разделение водной и загрязняющих фаз с помощью насыпных фильтров получило широкое распространение, особенно после внедрения скоростных фильтров и разработки технологии их обратной промывки. Вместе с тем, использование в качестве фильтрующих материалов песка и других наполнителей создало проблему их регенерации и утилизации обогащенного нефтью огромного объема замазученного песка. Высокая стоимость, металлоемкость и энергоемкость процесса, а также проблема регенерации или утилизации фильтрующего материала делает это направление эффективным только при необходимости осуществления тонкой очистки небольших объемов воды на 2 или 3 ступенях после удаления из воды основной массы загрязнений.

Таким образом требуемое содержание нефтепродуктов в воде и ТВЧ на сегодня либо не может быть достигнуто традиционными методами (гравитационное отстаивание, флотация, коагуляция, гидродинамическое воздействие на циклонах и сепараторах и др), либо высокозатратно и экономически не оправдано.

Технология парогравитационного воздействия SAGD

В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой . Скважины бурятся через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Расстояние между двумя скважинами, как правило, составляет 5 метров. Длина горизонтальных стволов достигает 1000 м. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры.

Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляция пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами.

На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести.

Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, после чего она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

На выходе из скважины получается смесь нефтепродуктов и воды, которая возникает после конденсации пара в пласте. Далее эту смесь отправляют на предприятия переработки и очистки нефти, после которых получают нефтепродукты и попутно-добываемую воду (ПДВ), которая может составлять до 80% от всего объема смеси. Независимо от того будет ли ПДВ использоваться повторно в скважине или будет возвращена в окружающую среду, она должна быть подвергнута процедуре очистки из за высокого содержания в ней взвесей, нефтепродуктов, сероводорода и прочих загрязняющих веществ.

Преимущества технологии парогравитационного дренажа:

• высокий коэффициент извлечения нефти — при благоприятных условиях достигает 75%;
• процесс добычи нефти происходит непрерывно;
• баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла, как результат — максимальные объемы извлечения.

Недостатки технологии парогравитационного дренажа:

• значительная часть себестоимости добычи нефти связана со стоимостью парогенерации;
• требуется источник большого объема воды, а также оборудование по подготовке воды, имеющее большую пропускную способность;
• для эффективного применения технологии требуется однородный пласт сравнительно большой мощности.

Проблемы переработки сточных вод

Общий объем извлекаемой из недр пластовой воды превышает один миллиард кубических метров в год. Очистка таких объемов требует значительных материальных, энергетических и трудовых затрат. Значительная часть загрязнений имеет коллоидные размеры, укрупнение которых и последующее удаление из пластовых и сточных вод представляет существенные технологические трудности.

Достигнутая в целом по нефтедобывающей отрасли степень очистки сточных вод (50-60 мг/л остаточной нефти и 40-50 мг/л твердых взвешенных частиц (ТВЧ)) позволяет использовать их в системе поддержания пластового давления (ППД) нефтяных месторождений в качестве вытесняющего агента, но не является оптимальной. Требование более глубокой очистки сточных вод (до 10-15 мг/л остаточной нефти) и ТВЧ с минимальными размерами дисперсных частиц диктуется необходимостью увеличения нефтеотдачи, вовлечения в разработку низкопроницаемых пластов и необходимостью увеличения межремонтного периода эксплуатации нагнетательных скважин.

Кроме этого, в связи со значительным превышением объемов пластовых вод, подлежащих очистке, над производительностью очистных сооружений в ряде мест качество подготовки сточных вод ухудшается, что приводит к снижению приемистости нагнетательных скважин, сокращению объемов закачки и невозможности использования в системе поддержания пластового давления до 17% высокоминерализованных сточных вод. При этом недостающее для осуществления заводнения количество воды компенсируют закачкой в пласт пресной воды, а промысловые стоки закачивают в поглощающие горизонты. В результате этого в почву с пластовой водой попадают значительные объемы нефти, часть которых попадает впоследствии в реки и водоемы. Так, например, при нормах содержания нефти в воде, потребляемых для общехозяйственных нужд 0,05 мг/л , попадание в воду 200 тонн нефти приведет к загрязнению 4 млрд. кубометров воды. С учетом годового количества порывов водоводов, это вполне реальные объемы загрязняемых поверхностных вод для любой крупной нефтедобывающей компании [3, 14].

В целом проблема очистки качества закачиваемой воды в продуктивные пласты давно переросла в проблему более полного вытеснения нефти из них и повышения эффективности разработки месторождений в целом.

Содержание в закачиваемой воде значительного количества дисперсий в виде капель нефти, частиц породы, продуктов коррозии, остатков бронирующих оболочек глобул водонефтяной эмульсии, парафиново-смолистых комплексов и других веществ приводит к кольматации пор и каналов продуктивного пласта, препятствуя вытеснению из них нефти, существенно снижая тем самым основные показатели разработки нефтяных месторождений. В частности, это обусловливает потребность для поддержания расчетных объемов закачки воды в пласт в завьппенном количестве нагнетательных скважин, приемистость которых быстро сокращается во времени, осуществлении большого числа их ремонтов, увеличенных затрат на электроэнергию и т.д.

Требование более глубокой очистки сточных вод (до 5-10 мг/л остаточной нефти и ТВЧ с размерами дисперсных частиц вплоть до 0,2-1,0 мкм) диктуется, в первую очередь, необходимостью увеличения нефтеотдачи эксплуатируемых месторождений, вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов, необходимостью сокращения числа ремонтных работ на нагнетательных скважинах, а так же обоснованного уменьшения их числа, обеспечивающего закачку расчетных объемов воды при более низких темпах снижения приемистости.

Достаточно отметить, что для мелкозернистых песчаников практически 95% норового пространства представлено 20-90-микронными каналами (в них могут пройти частицы с характерным размером <4 мкм), но 5% пор при таких размерах частиц воду не примут и нефть из них вытеснена не будет. В алевролитах размер пор более 20 мкм составляет около 12%. Следовательно, 88% пор будут такими частицами кольматированы и нефть останется не вытесненной. В этом случае для увеличения нефтеотдачи необходимо закачивать в пласт воду с размерами частиц порядка 1 мкм. Положение осложняется еще и тем, что размер межпоровых каналов, как правило, в несколько раз меньше самих пор (в песчаниках девона более 30% межпоровых каналов меньше 10 мкм, а размером 2 мкм — 23%).

Именно межпоровые каналы и кольматируются в первую очередь. В Карабашском водохранилище вода содержит около 100000 частиц в одном кубическом сантиметре, в том числе более 10 мкм — около 1000 ед. Частицы быстро кольматируют поры. Например, при закачке чистой воды (размер частиц 0,2 мкм) снижение проницаемости керна на 1% имеет место после фильтрации 5 — 6 его объемов, а при фильтрации обычно применяемой воды — уже только 0,61. Кольматация имела место практически в 10 раз быстрее. Поэтому для извлечения остаточных запасов в пласты нужно закачивать чистую воду, так как остаточных, не извлеченных запасов еще много и они составляют: для высокопродуктивных пластов — 15,9% от начальных, глинистых высокопродуктивных — 34,9%, малопродуктивных — 41,9%. Но для того, чтобы очистить воду до требуемого уровня при приемлемых затратах, нужны эффективные технологии. Отсюда вытекает важность и актуальность рассматриваемой проблемы.

Кроме того, нельзя признать рациональным закачку в пласт в капельном виде части уже добытой нефти, которая так же приводит к снижению фазовой проницаемости принимающих воду нефтеносных горизонтов.

Наибольший ущерб нефтедобывающим подразделениям наносится ухудшением вытеснения нефти из малых пор и капилляров обычных и слабопродуктивных горизонтов, так как содержащая взвеси закачиваемая вода самокольматирует возможные для своего прохода каналы, оставляя в них нефть, которая в таких случаях остается потерянной навсегда.

Вместе с тем извлечение из закачиваемой воды тонко дисперсной части различного рода взвесей, размеры которых позволили бы исключить опасную для разработки месторождений кольматацию пористой среды экономически приемлемыми средствами, представляет собой исключительно сложную народно-хозяйственную проблему, как в научном, так и в практическом планах.