ИТС 28-2017. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Добыча нефти

(утв. Приказом Росстандарта от 15.12.2017 № 2838)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ИТС 28-2017"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/spravochnik-2838" "ИТС 28-2017. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Добыча нефти (утв. Приказом Росстандарта от 15.12.2017 N 2838)"
  n1["ИТС 28-2021"]:::doc
  click n1 "https://bukva.ai/docs/spravochnik-its-28-2021" "ИТС 28-2021. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Добыча нефти (утв. Приказом Росстандарта от 21.10.2021 N 2326)"
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

Утвержден Приказом Росстандарта от 15 декабря 2017 г. № 2838

ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК ПО НАИЛУЧШИМ ДОСТУПНЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

ДОБЫЧА НЕФТИ

Oil production

ИТС 28-2017

Дата введения 1 июля 2018 года

Введение

Настоящий информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям «Добыча нефти» (далее — справочник НДТ) содержит информацию:

а) об области его применения;

б) о нефтедобывающей отрасли промышленности в Российской Федерации;

в) о технологических процессах, применяемых в настоящее время на объектах добычи нефти в Российской Федерации;

г) о текущих уровнях эмиссий в окружающую среду на объектах добычи нефти в Российской Федерации;

д) о наилучших доступных технологиях в нефтедобывающей промышленности Российской Федерации;

в) о перспективных технологиях.

Основными законодательными документами, использовавшимися при разработке справочника НДТ, являются:

а) Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 № 7-ФЗ;

б) Федеральный закон «Об охране атмосферного воздуха» от 04.05.1999 № 96-ФЗ;

в) Федеральный закон «Об отходах производства и потребления» от 24.06.1998 № 89-ФЗ;

г) Постановление Правительства РФ «О порядке определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям» от 23.12.2014 № 1458.

д) Федеральный закон «О недрах» от 21.02.1992 г. № 2395-1

е) Водный Кодекс РФ;

ж) Земельный Кодекс РФ;

з) Лесной Кодекс РФ.

Предисловие

Цели, основные принципы и порядок разработки справочника НДТ установлены Постановлением Правительства Российской Федерации от 23.12.2014 № 1458 «О порядке определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям».

Статус документа

Настоящий справочник НДТ является документом по стандартизации.

Информация о разработчиках

Справочник НДТ разработан технической рабочей группой № 28, созданной приказом Росстандарта от 09 сентября 2016 г. № 1295.

Справочник представлен на утверждение Бюро наилучших доступных технологий (Бюро НДТ) (www.burondt.ru).

Краткая характеристика

Справочник НДТ содержит описание применяемых при добыче нефти технологических процессов, оборудования, технических способов, методов, в том числе позволяющих снизить негативное воздействие на окружающую среду, водопотребление, повысить энергоэффективность, ресурсосбережение. Среди описанных технологических процессов, оборудования, технических способов, методов определены решения, являющиеся наилучшими доступными технологиями (НДТ). Для НДТ в справочнике установлены соответствующие ей технологические показатели.

Взаимосвязь с международными, региональными аналогами

Международный и региональный аналог настоящему справочнику НДТ отсутствует.

При разработке справочника НДТ был учтен опыт создания справочников Европейского союза по наилучшим доступным технологиям (Reference Book on Best Available Techniques), информационно-технических справочников Российской Федерации, а также учтены технологические, экологические и экономические особенности добычи углеводородного сырья в российских нефтегазодобывающих компаниях.

Сбор данных

Информация о технологических процессах, оборудовании, технических способах, методах, применяемых при добыче нефти в Российской Федерации, была собрана в процессе разработки справочника НДТ в соответствии с Порядком сбора данных, необходимых для разработки информационно-технического справочника по наилучшим доступным технологиям и анализа приоритетных проблем отрасли, утвержденным приказом Росстандарта от 23 июля 2015 г. № 863.

Взаимосвязь с другими справочниками НДТ

Взаимосвязь настоящего справочника НДТ с другими справочниками НДТ, разрабатываемыми в соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 31 октября 2014 года № 2178-р, приведена в разделе «Область применения».

Информация об утверждении, опубликовании и введении в действие

Справочник НДТ утвержден приказом Росстандарта от 15.12.2017 г. № 2838.

Справочник НДТ введен в действие с 1 июля 2018 г., официально опубликован в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет.

Область применения

Настоящий справочник НДТ распространяется на добычу нефти и включает следующие основные виды деятельности:

а) деятельность по строительству и разработке нефтяных месторождений;

б) деятельность по эксплуатации нефтяных месторождений (деятельность может включать оснащение и оборудование скважин, эксплуатацию промысловых сепараторов, деэмульгаторов);

в) деятельность по внутрипромысловой транспортировке углеводородного сырья;

г) деятельность по подготовке углеводородного сырья для перевозки от места добычи до пункта отгрузки или поставки.

Настоящий справочник НДТ не рассматривает:

а) добычу природного газа;

б) добычу газового конденсата;

в) добычу горючих (битуминозных) сланцев и битуминозных песков и извлечение из них нефти;

г) услуги по добыче нефти и газа за вознаграждение или на контрактной основе;

д) поисково-разведочные работы на нефтяных и газовых скважинах;

е) разведочное бурение;

ж) очистку нефтепродуктов;

и) разведку нефтяных месторождений и другие геофизические, геологические и сейсмические исследования;

к) процессы консервации и ликвидации скважин и иных объектов добычи углеводородного сырья.

Справочник НДТ распространяется на процессы, связанные с основными видами деятельности, которые могут оказать влияние на ресурсоэффективность, характер и масштаб воздействия на окружающую среду:

а) производственные процессы основного цикла (добыча и внутрипромысловая транспортировка);

б) производственные процессы неосновного производственного цикла (хранение и подготовка сырья);

в) методы предотвращения и сокращения эмиссий и образования отходов.

Справочник НДТ не распространяется на:

а) некоторые процессы вспомогательного производства, такие как работа станков в ремонтных мастерских, вертолетные площадки, объекты охраны/сигнализации, пожарные депо, автотранспортное хозяйство; вентиляция и др.

б) вопросы, касающиеся исключительно обеспечения промышленной безопасности или охраны труда.

Отдельные виды деятельности при добыче углеводородного сырья (таблица 1) регулируются соответствующими федеральными справочниками НДТ.

Таблица 1

Виды деятельности и соответствующие им справочники НДТ

Раздел 1 Общая информация о нефтедобывающей отрасли промышленности Российской Федерации

1.1 Количество предприятий и их географическое расположение

Россия является одним из крупных держателей запасов нефти, на ее территории находится не менее 8% мировых запасов. Две трети их сосредоточены в Западной Сибири, значительные запасы разведаны также в Урало-Поволжском регионе, Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия) (рисунок 1.1). В Западной Сибири так же сосредоточена половина прогнозных и 40% перспективных ресурсов нефти.

Рисунок 1.1 — Основные месторождения нефти и распределение ее запасов по важнейшим субъектам Российской Федерации и ее шельфам, млрд. т

Оцененные запасы морских акваторий РФ составляют менее 20% российских [1], однако запасы акваторий практически не разрабатывались. Возможности открытия новых объектов на шельфах Каспийского, Черного и Азовского морей оцениваются высоко, а перспективные ресурсы нефти акваторий достигают 1,4 млрд т. Изученность российских шельфов крайне неравномерна: при относительно хорошо изученных шельфах Балтийского и южных морей, шельфе о. Сахалин и южной части Баренцева моря гигантские акватории арктических морей (северные районы Карского и Баренцева моря, Восточно-Сибирское, море Лаптевых и Чукотское) исследованы недостаточно, и перспективы их пока не ясны [2].

В настоящее время добычу нефти в России осуществляют около 320 организаций, в том числе около 140 компаний, входящих в структуру вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК), 180 организаций относятся к числу независимых добывающих компаний, 3 компании работают на условиях соглашений о разделе продукции.

Около 90% всей добычи нефти в России приходится на восемь ВИНК: «Роснефть», ЛУКОЙЛ, «Сургутнефтегаз», «Группа Газпром» (включая «Газпром нефть»), «Татнефть», «Башнефть», «Славнефть», «Русс Нефть» [3].

Государственным балансом запасов полезных ископаемых Российской Федерации учитывается 2985 месторождений с запасами нефти, в том числе 2427 нефтяных и 558 комплексных (нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных) (таблица 1.1).

Таблица 1.1

Основные месторождения нефти Российской Федерации [2]

1.2 Свойства добываемых нефтей на территории РФ

В соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» Нефть сырая — это жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса.

Согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» нефть классифицируют на 4 класса в зависимости от массовой доли серы; на 5 типов — по плотности, а при поставке на экспорт — дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов; на 3 группы — по степени подготовки нефти и на 2 вида — по массовой доле сероводорода и легких меркаптанов.

Определение качества нефти, добываемой из различных месторождений на территории страны, имеет важное значение с точки зрения экспорта нефти.

В ТУ 39-1623-93 «Нефть российская, поставляемая для экспорта» по перечисленным физико-химическим свойствам нефть разделена на четыре типа (таблица 1.2) [4].

Таблица 1.2

Классификация нефти

Распределение нефтей по нефтегазовым регионам России приведено в таблице 1.4. Нефтей 1-го типа по плотности больше всего находится в Лено-Тунгусской НГП (около 75% от всех нефтей провинции), а меньше всего таких нефтей в Волго-Уральской провинции (около 31%). Для таких провинций, как Северо-Кавказская, Тимано-Печорская, Западно-Сибирская и Лено-Вилюйская, количество нефтей 1-го типа по плотности примерно одинаково и не превышает 59%.

Таблица 1.3

Распределение нефтей нефтегазоносных провинций России по 5 типам [5]

Количество нефтей 1-го типа по содержанию серы больше всего в Северо-Кавказской и Лено-Вилюйской НГП (99% и 97% соответственной от всех нефтей этих провинций) и меньше всего в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (около 14%). Нефти 4-го типа и выше, по содержанию серы, встречаются исключительно в Волго-Уральской (около 10% от всех нефтей провинции) и Тимано-Печорской (0,8%) нефтегазоносных провинциях.

Больше всего нефтей 1-го типа, по выходу фракции Ф200, содержится в Лено-Вилюйская и Охотская нефтегазоносных провинциях (более 97% и 78%, соответственно), а меньше всего — в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (около 48% от всех нефтей провинции). Количество нефтей, относящихся к качеству хуже 4ой группы по выходу фракции Ф200, больше всего в Лено-Тунгусской НГП (около 33%).

Количество нефтей 1-го типа, по выходу фракции Ф300, более всего содержится в Охотской и в Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях. В Тимано-Печорской и Лено-Тунгусской НГП количество такой нефти составляет в среднем 60% — 68%. Месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с нефтью низкого качества составляют около 38% от разрабатываемых месторождений и сконцентрированы в основном в центре провинции.

1.3 Основные показатели нефтедобывающей промышленности РФ

Около половины объемов добычи в России обеспечили месторождения, расположенные в Ханты-Мансийском АО — Югра, хотя его доля в общероссийской структуре продолжает сокращаться на 1% — 1,5% в год (таблица 1.4). Эта тенденция связана с постепенным истощением старых месторождений: сегодня более 80% нефти на территории России добывается из месторождений, которые были открыты до 1990 г. и находятся на поздней стадии эксплуатации.

Таблица 1.4

Добыча нефти и конденсата в России в 2010 — 2014 гг. по регионам, млн. т [6]

Роль Западно-Сибирского бассейна в целом в нефтедобыче России также постепенно уменьшается: в 2014 г. на его месторождениях получено двух третей суммарного объема нефти, в то время как в 2005 г. их доля превышала 70%.

На протяжении последних 5 лет Уральский федеральный округ занимает лидирующую позицию по суммарной добыче нефти РФ (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 — Доля субъектов в суммарной добыче нефти РФ

Восточная Сибирь, включая Республику Саха (Якутия), является основным регионом, за счет которого Россия продолжает наращивать объемы добычи жидких углеводородов. В период 2008 — 2012 гг. средний темп прироста в регионе составил 88%, а добыча выросла с 1,5 млн. тонн до 35,1 млн. тонн. Наращивание объема добычи нефти может быть объяснено постепенным выводом на проектную мощность Ванкорского (Красноярский край), Верхнечонского (Иркутская область) и Талаканского (Республика Саха) месторождений, а также ввода в разработку Северо-Талаканского месторождения. Таким образом, Восточно-Сибирский регион играет ключевую роль в компенсации падающей добычи нефти на старых месторождениях традиционных нефтедобывающих регионов и обеспечении энергетической безопасности России.

Вместе с тем сохраняется отрицательная динамика добычи в основном нефтеносном регионе страны — Ханты-Мансийском АО — Югра, что может быть объяснено отсутствием активной разработки месторождений трудноизвлекаемой нефти, запасы которых в округе достаточно велики.

По итогам 2014 года добыча нефти в России составила 526,1 млн. т, что на 0,5% выше уровня 2013 года [7].

Прирост был обеспечен увеличением добычи на ряде месторождений в Восточной Сибири и Каспийском регионе.

Добыча жидких углеводородов в России в 2015 г. в очередной раз выросла (+1,4% по сравнению с 2014 г.) и достигла 534 млн. т. Добыча нефти в России увеличилась на 0,3% с 500,5 млн. т в 2014 г. до 502,2 т в 2015 г., что соответствует темпам роста последних трех лет (рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 — Динамика добычи жидких УВ в России, млн. т [8]

Объемы геолого-технических мероприятий (ГТМ), проводимых на нефтяных скважинах в течение 2014 г. и скважинах, введенных в эксплуатацию в 2015 г, не смогли остановить падение добычи на старых нефтяных промыслах, которая в итоге снизилась на 5,0 млн. т. Основной прирост производства жидких УВ обеспечили новые крупные проекты (+6,7 млн. т) и взрывное увеличение добычи газового конденсата (+5,6 млн. т).

Сравнительный анализ ВИНК по динамике ввода новых скважин старых месторождений и изменению начальных дебитов новых скважин в 2015 г. по сравнению с 2014 г. показывает картину освоения зрелых активов российских компаний (учитываются все разрабатываемые месторождения в России за вычетом новых месторождений). Компания ЛУКОЙЛ смогла увеличить эффективность бурения — при снижении количества вводов в эксплуатацию новых скважин на 31,5% в 2015 г. по сравнению с 2014 г. средние дебиты нефти новых скважин увеличились на 16,2%. Роснефть нарастила объемы проходки в бурении, увеличила ввод новых скважин, дающих продукцию, на 17,9%, при этом получила сокращение средних дебитов нефти новых скважин на 3,6%. Славнефть и Русснефть демонстрируют и сокращение бурения, и падение средних дебитов нефти (рисунок 1.4).

Рисунок 1.4 — Изменение количества новых скважин, введенных в эксплуатацию (по активам компаний без учета крупнейших новых месторождений), и дебитов нефти новых скважин в 2015 г. по сравнению с 2014 г.

1.4 Перспективы добычи нефти в Арктическом регионе

Сокращение добычи углеводородов в традиционных регионах нефтедобычи привело к смещению географии добычи углеводородов в районы Восточной Сибири и Дальнего Востока, на шельфы арктических и дальневосточных морей. Сегодня Арктические ресурсы нефти и газа являются стратегическим резервом топливно-энергетического комплекса России. Несмотря на это, Российский шельф характеризуется низкой степенью геологической изученности (1,3% для нефти). Крупнейшим по арктическим оцениваемым запасам нефти является Баренцево море (35% нефтяных месторождений всего Российского шельфа).

Всего на российском арктическом шельфе открыто 18 месторождений нефти и газа: 1 нефтегазоконденсатное, 4 нефтяных, 6 газоконденсатных и 7 газовых месторождений. Среди наиболее перспективных нефтяных месторождений арктической зоны можно назвать Приразломное и месторождения Долгинское в Печорском море и Победа в Карском море.

Трудности освоения арктического шельфа связаны со сложными климатическими и природными условиями районов добычи (низкая температура, ветер, плавучие айсберги, заледенение акватории, сейсмическая активность региона) и технологическая сложность освоения (отсутствие береговой транспортной инфраструктуры, высокие пластовые давления). Добыча нефти в арктической зоне также осложняется повышенными экологическими требованиями к ведению работ в «морских условиях», отсутствие опыта по ликвидации аварий в арктических условиях и высоким негативным воздействием разливов нефти на экосистему Арктики [9].

Согласно российскому закону «О недрах», вести добычу на шельфе могут только компании с государственным участием не менее 50% и обладающие опытом работы на шельфе не менее пяти лет. Между госкомпаниями уже распределено большое количество лицензионных участков, таких, как Центрально-Баренцевский, Персеевский и Федынский, Восточно-Приновоземельские -1, -2, -3, Южно-Русский, Южно-Приновоземельский и Западно-Матвеевский, Южно-Чукотский, Северо-Карский и др. [10].

Добыча углеводов в Арктике требует использования наиболее совершенных технологий. В качестве примера внедренного арктического проекта можно привести первый российский проект разработки нефтяного месторождения на Арктическом шельфе — «Приразломное» (ООО «Газпром нефть шельф» ПАО «Газпром нефть») [11]. Нефтедобывающая морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) «Приразломная» обеспечивает выполнение операций по бурению, добыче, хранению нефти, подготовке и отгрузке готовой продукции, спроектирована для эксплуатации в экстремальных природно-климатических условиях (рисунок 1.5).

Рисунок 1.5 — Нефтяная платформа «Приразломное»

Годовая добыча нефти на платформе «Приразломное» в Печорском море составляет 2 млн. тонн.

Арктический шельф России сегодня рассматривается как перспективный регион, промышленное освоение которого позволит компенсировать падение добычи нефти и газа в старых нефтегазодобывающих центрах страны. Он обладает значительным потенциалом по добыче углеводородного сырья, способным обеспечить значительную часть энергетических потребностей страны (рисунок 1.6).

Рисунок 1.6 — Схема нефтегазоносности Баренцево-Карского региона (по материалам ФГУП «Арктикморнефтегазразведка» (АМНГР) [12]

Добыча нефти в Арктической зоне РФ в 2015 году составила 82,5 миллиона тонн, что составляет 15,5% от общероссийской добычи нефти.

Начальные извлекаемые суммарные ресурсы углеводородного сырья Арктической зоны РФ в целом оценены величиной порядка 258 миллиардов тонн условного топлива (60% от начальных извлекаемых запасов).

Начальные извлекаемые разведанные в регионе запасы нефти категории ABC1 + C2 составляют 7,652 миллиарда тонн, из них 447 миллиона тонн на шельфе; запасы газа — 66,939 триллиона кубометров, в том числе 10,142 триллиона на шельфе.

Подавляющая часть текущих разведанных в регионе запасов нефти категории ABC1 + C2 находится на континенте, в пределах двух автономных округов: Ямало-Ненецкого — 4,938 миллиарда тонн (Западно-Сибирская НГП) и Ненецкого — 1,057 миллиарда тонн (Тимано-Печорская НГП).

По данным Министерства энергетики Российской Федерации добыча нефти РФ на шельфе Арктики к 2035 году ожидается на уровне 31 — 35 миллионов тонн [13].

1.5 Основные проблемы нефтедобывающей отрасли

Россия располагает значительной сырьевой базой нефти, однако структура ее постепенно ухудшается. Значительная часть российской нефти добывается на месторождениях Западно-Сибирского НГБ, находящихся на стадии падающей добычи, а другие нефтедобывающие регионы страны далеко не так продуктивны.

Существенно нарастить уровень добычи нефти в России при нынешнем состоянии сырьевой базы, развитии технических средств и технологий добычи не представляется возможным, тем более что текущая конъюнктура мирового нефтяного рынка ограничивает возможности инвестирования в развитие отрасли.

Большинство проблем, проявившихся в конце 2015 г., будет иметь затяжной характер. По сути, нефтегазовый комплекс России оказался на пороге больших перемен. В ближайшей перспективе поддержание современных уровней добычи нефти будет базироваться на увеличении доли восточных регионов, Прикаспия, а также шельфа, включая Приразломное месторождение на арктическом шельфе.

Существенную роль будет играть также вовлечение в освоение глубоких нефтеносных горизонтов в старых добычных регионах с развитой инфраструктурой, в том числе трудноизвлекаемой нефти баженовской и доманиковой свит.

Одним из важнейших факторов, сдерживающих добычу в России, можно выделить недостаточную ресурсную базу отрасли.

Среди основных причин, ведущих к снижению добычи нефти в России, можно выделить следующие:

а) Выработанность запасов нефти в регионах традиционной нефтедобычи.

б) Уменьшение размеров запасов вновь открываемых месторождений.

в) Снижение коэффициента извлечения нефти (КИН) на старых месторождения.

г) Усложнение горно-геологических и географических условий открытия и освоения нефтяных месторождений [14].

Характерной особенностью современной мировой нефтедобычи является увеличение в структуре запасов доли трудноизвлекаемых нефтей (с вязкостью 30 мПа и выше). Во многих промышленно развитых странах мира тяжелая нефть рассматривается в качестве основной базы развития нефтедобычи на ближайшие годы. Россия также обладает значительными ресурсами трудноизвлекаемых запасов, их объем составляет около 55% от общих запасов российской нефти. Основные российские месторождения высоковязкой нефти расположены в Пермской области, Татарстане, Башкирии и Удмуртии. Наиболее крупные из них: Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Усинское, Русское, Гремихинское и др., при этом более 2/3 всех запасов высоковязкой нефти находятся на глубинах до 2000 м. На сегодня добыча высоковязкой нефти, транспортировка ее к пунктам сбора и подготовки и, наконец, переработка с целью получения конечных продуктов — одна из актуальных задач нефтедобывающей промышленности в связи с ростом доли трудноизвлекаемых запасов нефти в стране [15].

В 2014 году в нефтяной отрасли появились три группы ограничений, которые препятствуют реализации проектов в России. К ним относятся снижение цен на нефть, запрет на поставки оборудования и технологий и ограничение привлечения финансирования со стороны западных банков и других источников.

Раздел 2 Описание технологических процессов, используемых в нефтедобывающей промышленности

Разработка нефтяных месторождений представляет собой целый комплекс взаимосвязанных организационно-технических процессов. Жизненный цикл нефтяного месторождения (предприятия) включает в себя все стадии технологического производства — от разведки запасов до ликвидации сооружений (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 — Схема технологического цикла нефтяного месторождения

В соответствии с областью применения справочник НДТ содержит только активную часть разработки нефтегазовых месторождений. Активную часть разработки нефтегазовых месторождений можно подразделить на несколько этапов: бурение и обустройство скважин, добыча сбор и транспорт продукции нефтяных скважин, подготовка нефтегазоводяной смеси, поддержание пластового давления, методы воздействия на пласт и вспомогательные процессы. Эти этапы разделяются на процессы/установки и технологии добычи нефтегазоводяной смеси (таблица 2.1).

Таблица 2.1

Этапы добычи нефтегазоводяной жидкости

В разделе 2 приводится описание технологических процессов, а также перечни предприятий, на которых используются описанные технологии, и решения по снижению негативного воздействия на окружающую среду, не требующие технического переоснащения и реконструкции объекта.

2.1 Бурение скважин

Основным процессом данного этапа является бурение скважины — процесс механического разрушения горных пород специальным породоразрушающим инструментом (долотом), удаления разрушенной породы с забоя скважины и ее подъема на поверхность [16].

Основные элементы скважины (рисунок 2.2):

а) Устье — пересечение трассы скважины с земной поверхностью;

б) Забой — дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу;

в) Ствол — горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины;

г) Ось — воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины;

д) Обсадная колонна — конструкция из обсадных труб, составленная путем их последовательного соединения, предназначенная для крепления буровой скважины, а также для изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации или испытании скважины. Различают колонны: направляющие, кондукторные, промежуточные и эксплуатационные. Предназначены для изоляции стенок скважин от рабочего пространства ствола в процессе бурения, эксплуатации и обеспечивают требуемую прочность и герметичность при воздействии на них внутренних и внешних воздействий (в первую очередь давления), разобщение продуктивных горизонтов между собой, предотвращение межпластовой циркуляции, а также недопущения экологического вреда и предотвращение разрушения стенок скважины. Различают колонны: направляющие, кондукторные, промежуточные и эксплуатационные.

ж) Цементное кольцо (цементный камень) — затвердевший цементный раствор, закаченный в кольцевое пространство между стволом и обсадной колонной с целью его герметизации. Система обсадных колонн и цементных колец за ними составляют крепь скважины;

з) Перфорация — участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом, установленный в глухой эксплуатационной колонне.

и) Направление — начальный участок скважины. Устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород, которое необходимо укреплять. Направление выполняют следующим образом: сначала бурят шурф — колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м); затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором.

к) Кондуктор — обсадная труба, состоящая из свинченных стальных труб, закрепляющая участок за направлением (глубиной от 50 до 400 м, диаметром до 900 мм). Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

л) Промежуточная колонна. После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

м) Эксплуатационная колонна. Предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды или газа в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды — в продуктивные пласты, пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Рисунок 2.2 — Основные элементы скважины

В настоящее время подавляющее число скважин бурятся «способом вращательного бурения». Процесс углубления происходит за счет разрушения горной породы породоразрушающим инструментом и своевременной очистки забоя от разрушенной породы. Частички выбуренной породы (шлам) выносятся на поверхность потоком бурового раствора (промывочная жидкость), закачиваемым через колонну бурильных труб, который, попадая через специальные отверстия в долоте на забой скважины, перемешивается разрушенной породой, вынося шлам на поверхность через затрубное пространство. Промывочная жидкость выносит с забоя частички выбуренной породы, охлаждает долото, создает противодавление на пласты, удерживает стенки скважины от обвалов и т.д. [17]. Скважины бурят как на суше, передвижными буровыми установками, так и на море, при помощи специализированных буровых установок. При морском бурении буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 — Виды буровых установок и платформ

Выделяют следующие типы буровых установок:

• буровые суда — плавучее сооружение для осуществления морского бурения скважин, оборудованное специальной прорезью в днище корпуса, над которой установлена буровая вышка, а также системой для удержания судна над устьем скважины;
• полупогружная плавучая буровая установка (ППБУ) — буровая установка со стабилизирующими колоннами, находящаяся в рабочем состоянии на плаву и удерживаемая в горизонтальной плоскости с помощью якорей, подруливающих устройств или других средств позиционирования;
• самоподъемная буровая установка (СПБУ) — буровая установка, поднимаемая в рабочем состоянии над поверхностью моря на колоннах, опирающихся на грунт;
• стационарные буровые платформы — морское нефтегазопромысловое сооружение, состоящее из верхнего строения и опорного основания, зафиксированное на все время использования на грунте и являющееся объектом обустройства морских месторождений нефти и газа;
• сухопутные буровые установки.

2.1.1 Промывка скважин

Основными задачами промывки скважин являются очистка забоя от разрушенной долотом породы, вынос шлама из скважины, охлаждение долота, предотвращение «прилипания» долота и/или колонны буровых труб к стенкам породы и формирования столба противодавления на проходимые бурением пласты. Основная технологическая операция промывки скважины — прокачивание бурового раствора по ее стволу (рисунок 2.4). Однако для ее реализации необходим целый комплекс вспомогательных действий: приготовление бурового раствора, его утяжеление, обработка химическими реагентами, очистка от шлама и газа и др.

Рисунок 2.4 — Основные и вспомогательные операции при промывке скважин

Технологическое оборудование для промывки скважины приведено на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 — Схема оборудования для промывки скважин

Основные функции буровых растворов — обеспечение быстрого углубления при устойчивом состоянии ствола скважины и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов. Данные функции определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры. В таблице 2.2 приведена классификация буровых растворов, учитывающая природу и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а также характер их действия.

Таблица 2.2

Классификация буровых растворов

При вращательном бурении скважин в качестве промывочных жидкостей традиционно используются:

а) агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы);

б) агенты на углеводородной основе;

в) агенты на основе эмульсий;

г) газообразные и аэрированные агенты.

2.1.2 Амбарная и безамбарная технологии бурения

При работе по традиционной амбарной технологии, с целью сбора отходов рядом с буровой установкой роются или насыпаются отстойные котлованы (амбары) объемом от 1000 до 5000 м3 в зависимости от количества скважин в кусте, глубин и продолжительности бурения скважин. Эти амбары занимают площади до 2500 м2 только для одной буровой установки.

Как правило, строительство котлованов, а затем их рекультивация сопряжены с большими сложностями:

а) отсутствие, либо отдаленность строительного материала (песка) при строительстве в тундре и болотистых местностях;

б) негерметичность котлованов;

в) значительные затраты по устройству и рекультивации амбаров.

Кроме того, наносится невосполнимый ущерб природе за счет отторжения земель, разработки карьеров и других мероприятий. Также существуют месторождения, которые находятся в природоохранных зонах, где бурение по амбарной технологии просто запрещено.

Шламовые амбары, сооружаемые для хранения отходов бурения в течение длительного времени, являются источником повышенной опасности для окружающей среды. Поступления токсических веществ из шламовых амбаров, в которых скапливаются отходы бурения, в грунты зоны аэрации и грунтовые воды обычно происходит вследствие отсутствия или некачественной гидроизоляции дна и стенок амбаров. Исследование буровых шламов (БШ) из нерекультивированных и рекультивированных амбаров разного срока хранения показало, что способ и длительность хранения влияют на токсичность и характер трансформации компонентов углеводородов.

Целью безамбарного бурения является создание системы замкнутого водоснабжения, максимального извлечения твердой фазы при минимальных потерях жидкой фазы. Эта цель достигается путем возврата в систему максимально возможного объема жидкой фазы и сброса как можно больше сухого шлама, что возможно при использовании комплекса из вибросита, центрифуги и обезвоживающей установки.

Наиболее рациональным и экологически оправданным направлением утилизации сточных вод является переход на полностью или частично замкнутый цикл водообеспечения буровой. Его основу составляет максимально возможное вовлечение буровых сточных вод (БСВ) в систему оборотного водоснабжения с ориентацией на их использование для технических нужд бурения. Основными направлениями использования БСВ в оборотном водоснабжении буровой являются:

а) обмыв механизмов системы очистки и регенерации буровых растворов;

б) обмыв бурильного инструмента при выполнении спускоподъемных операций;

в) обмыв оборудования и рабочих площадок буровой, насосной и желобной систем;

г) охлаждение штоков буровых насосов;

д) приготовление химреагентов и бурового раствора;

е) приготовление тампонажных растворов и буферных жидкостей при цементировании скважин;

ж) опрессовка обсадных труб.

Основным направлением утилизации отработанного бурового раствора (ОБР) остается их повторное использование для бурения новых скважин, что оправдано не только с экологических, но и с экономических позиций, так как обеспечивает значительное сокращение затрат на приготовление буровых растворов.

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. Кроме того, в наиболее благоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые позволяют повысить эффективность работы очистных устройств.

В составе циркуляционной системы аппараты должны устанавливаться по следующей технологической цепочке: скважина — газовый сепаратор — блок грубой очистки от шлама (вибросита) — дегазатор — блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) — блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель). Максимальная степень очистки при использовании глинистых растворов достигает 50%.

Применение гидроциклонного пескоотделителя позволяет увеличить степень очистки бурового раствора до 70% — 80%; удаляются частицы шлама размером более 40 мкм. Для более глубокой очистки применяют батарею гидроциклонов диаметром не более 100 мм — илоотделителей. С помощью этих аппаратов удается очистить буровой раствор от частиц шлама размером до 25 мкм и повысить степень очистки до 90% и более.

Более глубокая очистка от шлама обеспечивается применением высокопроизводительных центрифуг. Дальнейшее уменьшение содержания твердой фазы в буровом растворе осуществляется разбавлением либо механической обработкой небольшой части циркулирующего бурового раствора, в результате которой из него удаляется избыток тонкодисперсных (размером 10 мкм и менее) частиц.

Для утяжеленного раствора степень очистки ограничивается необходимостью сохранения в растворе утяжелителя. Поэтому механическими аппаратами из утяжеленного раствора практически могут быть извлечены частицы шлама размером лишь до 74 мкм. Частицы шлама размером от 5 — 10 до 75 — 90 мкм невозможно отделить от частиц барита, а так как потери барита недопустимы вследствие его высокой стоимости, дальнейшее улучшение степени очистки утяжеленного раствора обычно осуществляют переводом частиц шлама в более глубокодисперсное состояние (например, путем применения флокулянтов селективного действия). При этом большое внимание уделяют регулированию содержания и состава твердой фазы с помощью центрифуги или гидроциклонных глиноотделителей.

Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса бурения, так как вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения, особенно в мягких породах; в результате снижения эффективной плотности бурового раствора (следовательно, гидравлического давления на пласты) возникают осыпи, обвалы и флюидопроявления; кроме того, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например, сероводородом).

Дегазаторы условно классифицируют на следующие типы: по значению давления в камере — на вакуумные и атмосферные; по способу подачи газированного бурового раствора в камеру — на гравитационные, эжекционные и центробежные.

Буровой раствор, очищенный от свободного газа, собирается в нижней части газосепаратора, откуда он подается для очистки от шлама на вибросито. В период интенсивных газопроявлений и задавливания пластов буровым раствором в процессе газового выброса, когда сепаратор не в состоянии обеспечить разделение газожидкостного высокоскоростного потока, поток из скважины направляют непосредственно на факел. Однако такие ситуации очень редки и считаются аварийными.

2.1.3 Конструкция забоя скважины

Следующим шагом бурения скважин является крепление скважины обсадными трубами и цементирование затрубного пространства обсадных колонн для разобщения продуктивных пластов, которые были вскрыты в процессе бурения.

Конструкция забоя скважины является принципиально важным, так как в течение срока эксплуатации скважины определяет ее эффективность и должен удовлетворять меняющимся условиям разработки, обеспечивая:

• механическую прочность призабойной зоны без ее разрушения;
• возможность избирательного воздействия на различные части вскрытой части продуктивного горизонта как за счет направленного вторичного вскрытия, так и за счет гидродинамических или физико-химических обработок;
• максимально возможный коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов углеводородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин:

а) скважина с перфорированным забоем.

б) скважина с забойным хвостовиком.

в) скважина с забойным фильтром.

г) скважина с открытым забоем.

Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофизических, а в продуктивном горизонте — еще и цикл гидродинамических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач.

После завершения бурения для обеспечения притока углеводородов продуктивные пласты вскрывают вторично. Для этого обсадную колонну и цементный камень перфорируют.

2.1.4 Освоение скважин

После перфорации скважину осваивают — вызывают приток в нее углеводородов путем уменьшения давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

а) промывка — замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкими агентами — водой, раствором ПАВ, пенами;

б) компрессорный способ — нагнетание в скважину сжатого газа с целью удаления задавочного скважинного агента и уменьшения столба этого агента;

в) свабирование — способ добычи нефти с помощью поршня, подвешенного на тросе или грузовой штанге и оборудованного обратным клапаном и уплотнительными манжетами.

Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в скважине, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефтегазоводяная жидкость из пласта начнет поступать в скважину.

Заключительные работы при освоении скважины:

а) очистка устья скважины и подготовка скважины;

б) обвязка скважинной арматуры в сборный коллектор на кусту скважин или в нефтесборный трубопровод при одиночной скважине.

Согласно РД 39-133-94 [18], при освоении скважин на суше в целях предотвращения или снижения загрязнения объектов окружающей среды следует предусмотреть следующие природоохранные меры:

а) снижение объемов (исключение) применения нефтегазоводяной смеси для обработки растворов в качестве профилактической противоприхватной добавки и замены ее нетоксичными смазками (ГКЖ, спринт и др.);

б) применение ингибированных буровых растворов, уменьшающих объемы наработки отходов бурения;

в) организация системы сбора, накопления и учета отходов бурения, включая:

1. ограничение попадания поверхностного стока, в том числе паводковых и нагонных вод (нагорные канавы, обвалование);

2. гидроизоляцию технологических площадок и их оснащение лотками, трубопроводами для транспортировки отработанных буровых растворов и буровых сточных вод (БСВ) к узлу сбора;

3. обеспечение раздельного сбора отходов бурения и продуктов испытания скважин по их видам при амбарном способе бурения с использованием раздельных накопительных амбаров, емкостей или двухсекционных амбаров;

4. оборудование замкнутой системы водоснабжения с использованием металлических емкостей, технических средств очистки БСВ, а также контейнеров для сбора и вывоза шлама при безамбарном способе бурения;

5. системы обезвреживания и утилизации отходов бурения.

г) для защиты атмосферного воздуха от выбросов вредных веществ на этапе бурения скважин рекомендуется:

1. герметизировать циркуляционные системы бурового раствора при безамбарном бурении, а также емкости блока приготовления бурового раствора, системы сбора и очистки буровых сточных вод, устья скважины, системы приема и замера пластовых флюидов, поступающих при испытании скважины;

2. осуществлять нейтрализацию отходов бурения по мере поступления их в амбар при амбарном способе бурения;

3. использовать буровые установки с электроприводом.

2.1.5 Морское бурение скважин

Освоение скважин в море отличается от обустройства скважин на суше используемыми техническими средствами и характером подготовительных работ. Можно выделить несколько способов освоения морских месторождений:

а) Надземный или надводный, реализуемый несколькими способами:

1. строительством наклонных скважин, закладываемых на берегу;

2. образованием искусственной суши путем сплошной засыпки дна моря на участке нефтегазоносной площади;

3. осушением дна моря;

4. сооружением морских эстакад с приэстакадными площадками;

5. строительством морских нефтегазодобывающих платформ (МНГДП);

6. бурением морских скважин с оснований островного типа;

7. проходкой скважин со специально сконструированных плавучих платформ и плавсредств;

б) Подводный — бурение скважин с плавучих буровых установок с размещением объектов добычи, сбора, подготовки и транспорта газа на дне моря или плавучем либо стационарном основании;

в) Подземный — месторождение осваивают с помощью тоннельно-шахтной или тоннельно-камерной системы, которая включает буровые кусты, транспортный тоннель, соединительные камеры для обеспечения проезда транспортных средств и разводки коммуникаций из тоннеля в буровые кусты;

г) Комбинированный.

Использование подземного способа разработки месторождений, расположенных в шельфовой зоне арктических дальневосточных морей России позволит:

а) исключить строительство морских ледостойких платформ и дорогостоящих трубопроводных коммуникаций;

б) улучшить условия труда для персонала, вовлеченного в процесс добычи;

в) увеличить эффективность освоения, эксплуатации, контроля и ремонта эксплуатируемых скважин и других объектов нефтедобычи на разрабатываемом месторождении;

г) исключить возможность загрязнения моря и атмосферы и отказаться от дорогостоящих средств, оборудования и услуг спецслужб по борьбе с загрязнениями и пожарами [19].

При освоении скважин на континентальном шельфе, в море или прибрежной зоне, в соответствии с ГОСТ Р 53241-2008 [20], могут проводиться следующие природоохранные мероприятия:

а) оснащение стационарных морских сооружений герметичными системами дренажа для сбора стоков в специальные емкости для последующей очистки и удаления;

б) оборудование водозаборов специальными рыбозащитными устройствами;

в) использование специальных реагентов-нейтрализаторов, а также буровых растворов, обладающих высокой нейтрализующей способностью, при вскрытии пласта, содержащего сероводород;

г) герметизация устья скважины;

д) применение заколонных пакеров, центраторов, герметизирующих смазок, герметичных резьбовых соединений, а также обеспечение надежности цементирования обсадных колонн с целью предотвращения загрязнения морской среды пластовыми водами;

е) закачка пластовых вод, отработанных буровых растворов, диспергированного бурового шлама, рассолов в пласт;

ж) организация циркуляционной системы обращения промывочной жидкости [21].

2.2 Системы сбора продукции скважин

2.2.1 Скважина

Скважина — горно-техническое сооружение, включающее цилиндрическую горную выработку большой протяженности и малого диаметра, обсаженную одной или несколькими зацементированными колоннами труб, соединяющую продуктивные пласты с земной поверхностью, и оснащенное технологическим оборудованием для подъема извлекаемых из недр полезных ископаемых и попутных компонентов, нагнетания в пласт различных агентов, исследований пластов и пластовых флюидов, а также контроля и наблюдений за состоянием недр.

При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы скважин: эксплуатационные, нагнетательные и специальные.

Эксплуатационные скважины предназначены для извлечения из залежи нефтегазоводяной смеси и сопутствующих компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости эксплуатационные скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии (фонтанный способ эксплуатации) поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности (газлифтный, насосный способ эксплуатации).

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т.е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.

Различают два вида фонтанирования скважин:

• фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа — артезианское фонтанирование;
• фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование — наиболее распространенный способ фонтанирования.

Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.

При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба нефтегазоводяной смеси в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление [22].

Для безопасной эксплуатации нефтедобывающих скважин, в том числе работающих в режиме фонтанной добычи, их оборудуют колонной головкой и фонтанной арматурой, модифицированной в зависимости от способа эксплуатации. Это оборудование позволяет обеспечить герметизацию устья, гарантирует разобщение межтрубного пространства и направление продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости позволяет полностью закрыть скважины под давлением.

Газлифтная добыча нефти — способ эксплуатации нефтяной скважины, при котором подъем нефти на поверхность осуществляют давлением сжатого газа, нагнетаемого в скважину с поверхности.

Газлифтный способ эксплуатации в основном применяется для:

а) высокодебитных скважин с большими забойными давлениями;

б) скважин с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения;

в) Скважин, эксплуатируемых в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.).

Достоинства газлифтного метода:

а) простота конструкции внутрискважинного оборудования (в скважине нет насосов).

б) расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его обслуживание, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 — 1900 т/сут.).

Недостатки газлифтного метода:

а) большие капитальные затраты; низкий коэффициент полезного действия (КПД).

б) повышенный износ насосно-компрессорных труб (НКТ).

в) быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефтегазоводяной смеси по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации [23].

При насосном способе эксплуатация нефтяной скважины извлечение жидкости на поверхность происходит за счет использования насосов. Для этого способа эксплуатации могут применяться следующие виды насосов:

а) штанговые глубинные насосы;

б) центробежный насос с электроприводом. (ГОСТ Р 56830-2015 Установки скважинных электроприводных лопастных насосов (УЭЦН));

г) диафрагменный насос;

д) винтовые

е) и другие [24].

Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов с целью поддержания пластового давления для продления фонтанного периода эксплуатации или увеличения дебита механизированных добывающих скважин. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными.

При использовании законтурных нагнетательных скважин за контуром месторождения бурят нагнетательные скважины, в которые и подаются жидкости (рисунок 2.6). Таким образом, система заводнения направлена на стабилизацию пластового давления. Это дает возможность увеличить нефтеотдачу пласта до 70%. При больших площадях месторождений используют внутриконтурное обводнение.

Черные кружки — добывающие скважины; Белые — нагнетательные

Рисунок 2.6 — Виды заводнения месторождений

Внутриконтурное заводнение — более интенсивная система воздействия на залежь нефтегазоводяной смеси, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефтегазоводяной смеси [25].

При приконтурном виде заводнения нагнетательные скважины располагают на расстоянии от внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи. Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при значительной ширине водонефтяной зоны, а также при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной.

Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов. К специальным скважинам относят водозаборные и поглощающие скважины:

а) водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки;

б) поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты;

В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин (рисунок 2.7): вертикальная; наклонно-направленная; горизонтальная; многоствольная или многозабойная.

Рисунок 2.7 — Типы скважин в зависимости от условий месторождения

Вертикальная скважина — это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.

Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.

Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80 — 90°. Но здесь есть один нюанс. Так как «в природе нет прямых линий» и продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают в недрах земли, как правило, с некоторым наклоном, а часто с довольно крутым наклоном, то на практике получается, что нет никакого смысла бурить горизонтальную скважину под углом, приблизительно равным 90°. Логичнее пробурить ствол скважины вдоль пласта по наиболее оптимальной траектории. Поэтому в более широком смысле под горизонтальной скважиной понимают скважину, имеющую протяженную фильтровую зону — ствол, пробуренный преимущественно вдоль напластования целевого пласта в определенном азимутальном направлении.

Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными).

2.2.2 Куст скважин

Кустом скважин называют специальную площадку естественного или искусственного участка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин, удаленных от другого куста или одиночной скважины на расстояние не менее 50 м, а также технологическим оборудованием и эксплуатационными сооружениями, инженерными коммуникациями, оборудованием для подземного ремонта скважин, бытовыми и служебными помещениями. Количество скважин в кусте определяется проектом (схемой) разработки месторождения и не должно превышать 24 (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 — Схема бурения куста скважин

Устья скважин в кусте должны располагаться на одной прямой на расстоянии не менее 5 м друг от друга. При этом допускается размещение их отдельными группами с расстоянием между группами не менее 15 м — для условий Западной Сибири (в заболоченной местности) и не менее 20 м — для скважин, расположенных на минеральных грунтах.

В зависимости от способа эксплуатации скважин на кусте скважин размещают следующие технологические сооружения:

а) приустьевые площадки нефтяных и нагнетательных скважин;

б) замерные установки;

в) технологические трубопроводы;

г) блоки для подачи реагентов-деэмульгаторов, ингибиторов и др.;

д) газораспределительные блоки (гребенки);

е) площадки под ремонтный агрегат;

ж) якори для крепления оттяжек ремонтного агрегата;

и) фундаменты под станки-качалки;

к) станции управления ЭЦН и ШГН;

л) трансформаторные подстанции;

м) площадки под инвентарные приемные мостки;

н) емкость-сборник;

п) блок закачки воды в нагнетательные скважины и блоки водораспределительной гребенки [26].

2.2.3 Транспортировка продукции скважин

После извлечения из пласта и подъема к устью скважины нефтегазоводяную жидкость подвергают очистке на ряде установок. Устье скважины соединено с установками подготовки нефтегазоводяной смеси системой нефтепроводов, позволяющих собирать нефтегазоводяную смесь для дальнейшей обработки.

Системы сбора скважинной продукции включают в себя следующие элементы: кусты скважин; выкидные линии; замерные установки; трубопроводы (внутрипромысловые, межпромысловые, технологические); узлы ввода реагентов; дожимные насосные станции для транспорта нефти; установки предварительного сброса пластовой воды; компрессорные станции для транспорта газа; установки комплексной подготовки нефти и газа; нагреватели для транспорта высоковязкой среды и емкости для хранения нефти и газа. В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная (рисунки 2.9 - 2.11) [27].

Рисунок 2.9 — Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора: 1 — скважина; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа «до себя»; 4 — газопровод; 5 — сепаратор 2-й ступени; 6 — резервуары; 7 — насос; 8 — нефтепровод; УСП — участковый сборный пункт; ЦПС — центральный пункт сбора

Рисунок 2.10 — Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора: 1 — скважины; 2 — нефтегазопровод; 3 — сепаратор 1-й ступени; 4 — сепаратор 2-й ступени; 5 — регулятор давления; 6 — резервуары

Рисунок 2.11 — Принципиальная схема напорной системы сбора: 1 — скважины; 2 — сепаратор 1-й ступени; 3 — регулятор давления типа «до себя»; 4 — газопровод; 5 — насосы; 6 — нефтепровод; 7 — сепаратор 2-й ступени; 8 — резервуар; ДНС — дожимная насосная станция

При самотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефтегазоводяная смесь самотеком поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального пункта сбора (ЦПС).

Отличительной особенностью высоконапорной однотрубной системы сбора является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений. Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефтегазоводяной смеси на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность рационального использования попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90% по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры. Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высоким пластовым давлением.

Напорная система сбора предусматривает однотрубный транспорт нефтегазоводяной смеси на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт нефтегазоводяной смеси в однофазном состоянии до ЦПС на расстояние 100 км и более. Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ и другим потребителям бескомпрессорным способом. Затем нефтегазоводяная смесь с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10...12 м) — в сырьевые резервуары.

Выбор конкретной системы сбора продукции скважины зависит от условий месторождения и производится на основании технико-экономического расчета.

Также в настоящее время применяются системы сбора, лишенные недостатков традиционных систем сбора (рисунок 2.12).

Рисунок 2.12 — Схемы современных систем сбора

а) с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на центральном сборном пункте

б) с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на комплексном сборном пункте

Система сбора с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦПС отличается (рисунок 2.12, а)) отличается от традиционной напорной:

• перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию (это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС);
• на центральном сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени (это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение от нее воды).

Особенностью системы сбора с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП (рисунок 2.12, б)) является то, что установка комплексной подготовки нефти называется комплексным сборным пунктом.

В процессе разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений свойства скважинной продукции изменяют, поэтому требуется постоянное совершенствование существующих систем сбора и подготовки скважинной продукции. До последнего времени на многих мелких месторождениях применялась схема обустройства с организацией транспорта нефти и сжигания газа на факеле (рисунок 2.13, а), но ужесточение требований к утилизации газа обуславливает необходимость строительства отдельных газопроводов до пунктов его утилизации. Современные подходы к обустройству системы сбора и подготовки продукции скважин предполагают однотрубную, герметизированную, «блочно-сотовую» схему сбора с централизацией процесса подготовки продукции скважин (рисунок 2.13, б).

Рисунок 2.13 Традиционная (а) и предлагаемая (б) схемы обустройства мелкого месторождения: АГЗУ — автоматизированная групповая замерная установка; ДНС — дожимная насосная станция; НСП — нефтесборный пункт; МНС (УПСВ) — многофазная насосная станция (установка предварительного сброса воды); КНС — кустовая насосная станция; а) 1 — добывающие скважины; 2 — факел; б) 1, 2, 3 — соответственно добывающие, водозаборные и нагнетательные скважины

2.2.4 Установка ввода реагента в трубопровод

Установки дозирования реагентов (УДР) предназначены для дозированного ввода жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии в нефтедобывающие скважины, а также в трубопроводы системы транспорта нефтегазоводяной смеси с целью осуществления защиты оборудования от коррозии, отложений солей, АСПО и др. (рисунок 2.14).

Рисунок 2.14 — Пример устройства системы ввода реагентов [28]: 1 — фонтанная арматура скважины; 2 — эксплуатационная колонна; 3 — интервал перфорации; 4 — насосно-компрессорные трубы; 5 — погружная насосная установка; 5.1 — приемные отверстия насосной установки; 5.2 — погружной электродвигатель; УВ — устройство ввода; КЛ — металлический пояс крепления кабеля; РР — распылитель реагента; ПР — хомут-протектор; ЭС — элемент соединительный; ТН — трубопровод наземный; ТП — трубопровод погружной.

Основными функциями УДР являются:

а) закачка концентрата химического реагента из мобильного заправочного резервуара в емкость блока посредством насосного агрегата;

б) опорожнение емкостей при помощи внутренней насосной установки;

в) закачка химического реагента дозами в трубопровод.

Технологически УДР включают насосы-дозаторы, осуществляющие непрерывное объемное дозирование жидких деэмульгаторов и ингибиторов коррозии; насосы, осуществляющие заполнение технологических емкостей реагентом и периодическое перемешивание реагентов; емкости, предназначенные для хранения и/или подогрева реагента.

2.2.5 Установка путевого подогрева нефтегазоводяной смеси

Установки путевого подогрева нефтегазоводяной смеси предназначены для нагрева нефтегазоводяной смеси различной вязкости в технологических схемах подготовки углеводородов на промыслах, а также при их транспорте. С целью обеспечения текучести нефтегазоводяной смеси, при определенных условиях необходимо подогревать продукцию скважин, от устья скважин вплоть до ЦПС и УПН. Установки подогрева нефтегазоводяной смеси обычно устанавливаются на кустовых площадках, трубопроводах и объектах подготовки нефти.

Принцип действия печей подогрева основан на теплообмене между теплоносителем и продуктом за счет сжигания топлива [29]. Технологический процесс нагрева нефтегазоводяной смеси осуществляется следующим образом: нагреваемый продукт поступает в продуктовый змеевик подогревателя, нагревается от промежуточного теплоносителя до заданной температуры, после чего выводится из подогревателя. Температура продукта контролируется в трубопроводе на выходе из змеевика датчиками, сигналы с которых поступают в контроллер управления горелкой (меняя режим горения) [30].

Для подогрева продукции скважин в выкидных линиях применяют устьевые нагреватели УН-0.2 и ПТТ-2 (рисунок 2.15), а для подогрева продукции скважин в нефтесборных коллекторах — путевые нагреватели ПП-0.4; ПП-0.63; ПП-1.6 и трубопроводные нагреватели типа ПТ.

Рисунок 2.15 — Подогреватель нефтегазоводяной жидкости типа ПТТ-0.2

Подогреватель нефти ПТТ-0.2 состоит из наклонного цилиндрического сосуда 8 с батареей тепловых трубок 5, газовым сепаратором 6, патрубками ввода нефтегазоводяной смеси 7, топки 1 с газовой инжекционной двухсопловой горелкой 2 и дымовой трубкой 3 с кожухом 4 для защиты обслуживающего персонала от ожогов. Поступающая в сосуд подогревателя нефтегазовая жидкость нагревается тепловыми трубами и выходит из подогревателя. Часть газа, выделившегося из нефтегазоводяной смеси, очищаясь в сепараторе, поступает через узел регулирования на горелку. За счет сжигания газа в топке происходит нагрев топочных концов тепловых труб. Во избежание замораживания труб во время возможной остановки печи в них добавлено некоторое количество этилового спирта. Устьевой нагреватель ПТТ-0.2 оснащен приборами контроля и автоматического регулирования.

Автоматизированные блочные газовые печи с водяным теплоносителем ПП-1,6 и ПП-0,63 предназначены для подогрева нефтей, нефтяных эмульсий и воды, для различных технологических нужд (таблица 2.3).

Таблица 2.3

Технические характеристики блочных газовых печей

Подогреватели трубопроводного типа ПТ-Р/Д, предназначенные для подогрева воды, нефти, газа и их смесей (таблица 2.4).

Таблица 2.4

Техническая характеристика подогревателей ПТ-Р/Д

2.2.6 Установка для приготовления растворов для ремонта скважин

Установки для приготовления растворов для ремонта скважин предназначены для непрерывного (поточного) и порционного приготовления тампонажных растворов из различных типов цементов гидросмесителями, а также для приготовления суспензий, пульп и эмульсий, применяемых при цементировании, бурении, освоении и ремонте нефтяных скважин [31]. Установки выполняются в блочном виде и могут устанавливаться на шасси автомобиля.

2.2.7 Дожимная насосная станция

Дожимные насосные станции (ДНС) сообщают нефтегазоводяной смеси дополнительный напор, который требуется для обеспечения их транспортировки по направлению к высоконапорным участкам через системы сбора и подготовки нефтегазоводяной смеси. Дожимная насосная станция предназначена для сбора нефтегазоводяной смеси кустов скважин, отделения газа от нефти и дальнейшего транспорта дегазированной нефти.

ДНС используются для перекачки скважинной жидкости от устья скважины до установок первичной подготовки нефти и обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти от резервуаров на головную насосную перекачивающую станцию магистрального нефтепровода.

После подготовки на ДНС нефтегазоводяная смесь «дожимается» насосами и под давлением транспортируется на центральный пункт подготовки и перекачки нефти (ЦППН). На ЦППН приходит нефтегазоводяная смесь с разных ДНС, фактически образуя смесь нефтегазоводяных смесей, которую также необходимо подготовить (разгазировать и удалить воду) в соответствии с требованиями нормативных документов.

Дожимные насосные станции классифицируют в зависимости от возможностей пропускать через себя различные жидкости. Существуют ДНС полного цикла, которые включают в себя буферную емкость, состоящую из узлов откачки нефтегазоводяной жидкости и ее сбора, насосного блока и группы свечей, которые предназначены для аварийного сброса газа.

Технологический комплекс сооружений ДНС должен включать:

• первую ступень сепарации;
• предварительный сброс воды (при необходимости);
• нагрев продукции скважин (при необходимости);
• транспортирование нефти на ЦПС (УПН);
• бескомпрессорный транспорт нефтяного газа первой ступени сепарации на ЦПС (УПН), ГПЗ и другие объекты;
• транспортирование при наличии предварительного сброса подготовленной пластовой воды в систему ППД;
• учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;
• закачку химических реагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов);
• факел для аварийного сжигания газа.

В состав ДНС могут входить следующие основные технологические и вспомогательные сооружения:

• блок предварительного отбора газа;
• блок сепарации нефти;
• блок насосной (с буферной емкостью);
• блок предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
• блок аварийных емкостей;
• блок замера нефти;
• блок замера газа;
• блок замера воды;
• блок компрессорной воздуха для питания приборов КиА;
• блок нагрева продукции скважин (при необходимости);
• блок реагентного хозяйства для закачки реагента перед первой ступенью сепарации;
• блок закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы;
• емкость дренажная подземная.

Выпускается также конструкция ДНС с блоком УПСВ. На ДНС с УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды.

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ, как правило, включает в себя:

• первую ступень сепарации нефти;
• предварительный сброс воды;
• нагрев продукции скважин;
• транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;
• бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;
• транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;
• закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Нефтегазоводяная смесь, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

2.2.8 Узлы учета (измерительные установки)

Узлы учета нефтегазоводяной (УУН) смеси предназначены для автоматического измерения массы (объема) нефтегазоводяной смеси; определения ее качественных характеристик (плотность, влагосодержание, давление, температура). В УУН могут использоваться вискозиметры, индикаторы фазового состояния, турбинные и ультразвуковые расходомеры и массомеры. Дебиты нефтегазоводяной смеси скважины замеряются для контроля за разработкой месторождений. Измерение качественных характеристик, таких, как механические примеси, в продукции скважины необходимо для контроля режима эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений [32].

Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефтегазоводяная смесь. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефтегазоводяной смеси.

По назначению узлы учета нефтегазоводяной смеси и обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти можно подразделять на узел товарного учета, оперативные узлы промыслового (цехового) учета, узлы бригадного учета. Узел товарного учета предназначен для передачи обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти нефтедобывающим объединениям, транспортирующим предприятиям или другим потребителям. Оперативные узлы промыслового (цехового) учета применяются для замера объема добываемой нефтегазоводяной смеси. Узлы бригадного учета предназначены для учета продукции скважин, обслуживаемых бригадой по добыче нефтегазоводяной смеси [26].

Для узлов товарного и оперативного учета, как правило, применяют турбинные расходомеры — счетчики жидкости.

В составе узла товарного учета входят:

а) рабочие, резервные и контрольные измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательным оборудованием (фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);

б) блок контроля качества, включающий в себя циркуляционный насос, автоматические поточные анализаторы — влагомер, солемер, автоматический поточный плотномер, автоматический пробоотборник, термометр, манометр;

в) вторичные приборы обработки, хранения, индикации и передачи результатов измерения;

г) трубопоршневая установка.

В оперативный узел промыслового и бригадного учета нефтегазоводяной смеси с турбинными счетчиками входят следующие основные элементы:

а) рабочая и резервная измерительные линии с необходимыми средствами измерения и вспомогательными устройствами (фильтрами, струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов до и после преобразователей расхода, запорно-регулирующей арматурой с устройством контроля протечек);

б) поточный влагомер и автоматический пробоотборник (для оперативного узла бригадного учета нефтегазоводяной смеси влагомер не требуется);

в) вторичные приборы обработки, хранения и индикации результатов измерения.

2.2.9 Пункты налива нефтегазоводяной жидкости в авто-, железнодорожные цистерны и танкеры

Сливо-наливные эстакады используются для обеспечения выполнения операций по сливу и наливу нефтегазоводяной смеси в железнодорожные цистерны и облегчения доступа к цистерне [33].

Для перевозки нефтегазоводяной смеси используют 3 основных типа ж/д цистерн (таблица 2.5).

Таблица 2.5

Характеристика железнодорожных цистерн по сливно-наливным устройствам для перевозки нефтегазоводяной жидкости [34]

На сегодня разработано достаточно много конструкций железнодорожных эстакад, в основу которых заложен принцип специализации работы на нефтегазоводяной смеси с различными характеристиками или проведения определенных видов операций, например, наливных, сливных или сливоналивных (комбинированных). На рисунках 2.16 - 2.18 в качестве примеров показаны технологические схемы комбинированной (сливо-наливной) эстакады типа КМ, КС и НТ [35].

Рисунок 2.16 — Поперечный разрез железнодорожной эстакады типа КС: 1 — наливной рукав Ду-100 мм, 2 — зачистной рукав Ду-40 мм, 3 — переходной трап, 4 — стояк, 5 — коллектор, 6 — коллектор для слива неисправных цистерн, 7 — воздушный коллектор, 8 — контргруз

На рисунке 2.17 показан поперечный разрез комбинированной эстакады типа КМ, предназначенной для слива нефтегазоводяной смеси через нижний сливной рукав.

Рисунок 2.17 — Поперечный разрез эстакады типы КМ: 1 — переносный подогреватель, 2 — кран-укосина, 3 — шланг для пара, 4 — рукав Ду 150 мм для слива, 5 — паропровод, 6 — трубопровод конденсата, 7 — наливной шланг Ду 100 мм

На рисунке 2.18 приведен еще один пример эстакады налива нефтегазоводяной смеси повышенной вязкости. В данном варианте коллектор поднят с нижней части эстакады наверх — специальную наливную площадку эстакады, расположенную за пределами верхнего железнодорожного габарита, а наливные рукава заменены на складывающиеся телескопические трубы, выполненные из алюминиевых сплавов или оцинкованной кровельной стали. Наливная площадка эстакады вынесена наверх эстакады для удобства проведения налива и для замены тяжелых наливных рукавов на легкие телескопические складные алюминиевые трубы. Кроме того, замена рукавов на телескопические трубы сделана с целью уменьшения загрязнения углеводородами конструкций эстакады и бетонной площадки железнодорожного тупика.

Рисунок 2.18 — Эстакада наливная для нефтегазоводяной жидкости повышенной вязкости типа НТ: 1 — технологические коллекторы, 2 — паровой коллектор, 3 — дренажная труба, 4 — паропровод, 5 — наливная труба, 6 — телескопическая труба, 7 — поворотный сальник, 8 — труба для спуска конденсата, 9 — конденсационный горшок, 10 — паровые штуцера, 11 — противовес

Для подготовки цистерн под налив и ремонт предназначены промывочно-пропарочные станции (ППС).

На ППС предусматривается проведение следующих операций: удаление остатка нефтегазоводяной смеси; пропарка котлов цистерн с одновременным сливом механических примесей; промывка горячей водой внутренних стенок котлов цистерн; удаление промывочных вод с помощью вакуумных установок; дегазация котлов цистерн вентиляционной установкой; обезвоживание слитых остатков механических примесей; очистка сточных вод. Пропарка производится паром под давлением 0,5 — 0,6 МПа. Промывка котлов цистерн производится горячей водой при температуре 70 °C — 900 °C и давлением 12 — 16 МПа механическими приборами ММПУ-25.

Для промывки цистерн используется замкнутый цикл водопотребления. При обработке цистерн на эстакадах промывочная вода вместе с нефтеостатками сливается через нижний сливной прибор в лотки. Из лотков смесь воды с нефтеостатками поступает в резервуары для обезвоживания. Затем отстоянная вода перекачивается в нефтеловушку, где происходит окончательная очистка воды. Очищенная вода повторно подается на эстакады для промывки цистерн.

Для налива нефтегазоводяной смеси в автоцистерны применяют стояки различных типов.

Стояки для налива автоцистерн классифицируют:

• по способу подключения к цистерне (сверху или снизу);
• по способу налива (герметизированный или негерметизированный);
• по степени автоматизации процесса налива (автоматизированные или неавтоматизированные);
• по виду управления (с механизированным или ручным управлением).

При герметизированном наливе горловина автоцистерн закрывается специальной крышкой, в которую врезан патрубок, соединенный со шлангом для отвода паровоздушной смеси либо в опорожняемые резервуары, либо на установку улавливания легких фракций (УЛФ). Негерметизированный налив целесообразно применять при отгрузке низколетучих углеводородов.

Для предотвращения переливов автоцистерн применяются средства автоматизации. В этом случае наливные стояки оборудуют либо датчиками уровня, либо клапанами-дозаторами, позволяющими производить отпуск заданного количества углеводородов. Применяются наливные устройства одиночные и объединенные в группы, с ручным и автоматизированным управлением. Группа наливных устройств, управляемых из специального здания — операторной, образует станцию налива. Принципиальная схема налива автомобильных цистерн представлена на рисунке 2.19.

Рисунок 2.19 — Пример верхнего налива углеводородов в автоцистерны: 1 — наливной стояк; 2 — счетчик; 3 — клапан-дозатор; 4 — фильтр; 5 — насос

Углеводород забирается из резервуаров насосом 5, прокачивается через фильтр 4, клапан-дозатор 3, счетчик 2 и через стояк 1 поступает в автоцистерну.

При разработке шельфовых месторождений проводится перевозка нефтегазоводяной смеси на береговые сооружения, где она в дальнейшем подвергается обезвоживанию, обессоливанию и стабилизации.

Производственные платформы, с которых осуществляется бурение скважин и добыча нефтегазоводяной смеси, во многих случаях не могут обеспечить швартовку танкеров и заполнение их нефтегазоводяной смесью, поэтому от платформ, установленных в различных местах на месторождении, прокладываются подводные трубопроводы к морским нефтегазовым сооружениям (МНГС) специально предназначенных для обслуживания танкеров (рисунок 2.20).

Рисунок 2.20 — Схема расположения морских и береговых сооружений при разработке шельфовых месторождений

Платформы 1 — 5 расставлены на месторождении с учетом геологических особенностей месторождения. В точке 6 размещено распределительное сооружение, предназначенное для приема танкеров 7 и заполнения их нефтегазоводяной смесью. Все платформы соединены с МНГС 6 подводными трубопроводами 10, образуя сеть, позволяющую направлять нефтегазоводяную смесь в любой из пунктов, тем самым обеспечивая возможность маневрирования нефтяными потоками, используя емкости временного или длительного хранения нефтегазоводяной смеси. Подводный трубопровод 10 связывает всю систему трубопроводов 10 с береговыми нефтегазовыми сооружениями.

На рисунке 2.20 показаны лишь насосная станция 8 и резервуарный парк 9, в которых хранится резервуарный запас нефтегазоводяной смеси. Таким образом, система платформы — трубопроводы — хранилища позволяет обеспечить бесперебойную работу нефтераспределительного пункта 6 по приему и загрузке танкеров [36].

2.2.10 Компрессорная станция газлифтной эксплуатации скважин

При компрессорном газлифте газ поступает в скважину от компрессорных станций. Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 — 10 МПа. Рабочий агент подается в скважину под давлением, которое создают компрессоры (рисунок 2.21). [37]

Рисунок 2.21 — Схема замкнутого цикла подачи рабочего агента: 1 — компрессорная станция; 2 — станция подготовки; 3 — газопровод высокого давления; 4 — газораспределительные батареи, 5 — скважины; 6 — комплексный сборный пункт; 7 — газопровод низкого давления

От компрессорной станции через станцию подготовки 2 по газопроводу высокого давления 3 рабочий агент доставляется к газораспределительным батареям 4 для распределения его по скважинам 5. Выходящий из скважины газ отделяется от нефтегазоводяной жидкости, поступает на комплексный сборный пункт 6 и по газопроводу низкого давления 7 направляется на компрессорную станцию.

Степень очистки и подготовки газа, подаваемого на компрессорную станцию, определяется техническими требованиями на компрессоры. Применение газа, содержащего сероводород и другие вредные примеси, для газлифта не допускается. В основном применяются блочно-комплектные автоматизированные КС.

2.3 Подготовка нефти, попутного нефтяного газа и воды

Продукцией нефтяных скважин на начальной стадии освоения месторождения являются нефтегазоводяная жидкость и попутный нефтяной газ (нефтяной газ). По мере увеличения срока разработки месторождения нефтегазоводяная жидкость все больше обводняется минерализованной, в основном хлористыми солями, водой. Вместе с нефтегазоводяной жидкостью из скважин на поверхность выносятся и механические примеси. Их количество в общей массе добываемой нефтегазоводяной жидкости незначительно — в среднем не более 0,1% масс. В добываемой продукции также содержатся и такие вещества, как неорганические соли (например, хлорид натрия), сероводород и другие вещества, приводящие к коррозионному износу оборудования с последующими отрицательными технологическими, экономическими и экологическими последствиями.

В связи с этим в процессе сбора, транспорта и подготовки нефтегазоводяной жидкости на промыслах применяют технологии по снижению примесей в нефтегазоводяной жидкости. Технологии разделения продукции нефтяных скважин направлены на получение составляющих фаз: обезвоженную, обессоленную и стабилизированную нефть, минерализованную воду и нефтяного газа. При этом каждая из фаз должна отвечать отраслевым требованиям.

Обезвоженная, обессоленная и стабилизированная нефть, поставляемая потребителю, согласно ГОСТ Р 51858-2002 подразделяется на три группы. При этом в каждой из групп содержание воды не должно превышать 0,5% масс., 0,5% масс. и 1,0% масс., содержание хлористых солей не должно превышать 100, 300 и 900 мг/дм3 соответственно, а механических примесей должно быть не более 0,05% масс (таблица 2.6).

Таблица 2.6

Группы нефтей

Обезвоженная, обессоленная и стабилизированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

2.3.1 Установка подготовки нефти

Целью промысловой подготовки нефтегазоводяной жидкости является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация. Процессы очистки нефтегазоводяной жидкости на промысле осуществляется на установках подготовки нефти (УПН) и установках комплексной подготовки нефти (УКПН).

Установка подготовки нефти (УПН) предназначена для приема продукции нефтяных скважин, ее предварительного разделения на нефть, попутный нефтяной газ и пластовую воду и последующей подготовки нефти до товарного качества. Кроме того, на УПН происходит учет обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти, учет и рациональное использование попутного газа, откачка обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти в трубопровод. Блочные автоматизированные установки по подготовке нефтегазоводяной жидкости предназначены для эффективного нагрева, обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий и подготовки обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти.

В состав УПН могут входить такие блоки, как входной блок гребенки, нефтегазовые сепараторы, путевые подогреватели нефтегазоводяной смеси, нефтегазовые сепараторы со сбросом воды, блок обезвоживания и обессоливания нефти, блок концевой сепарационной установки, аппараты подготовки пластовой воды, газовые сепараторы, блок насосной откачки нефти, блок насосной откачки пластовой воды, блок измерения и регулирования расхода попутного газа, блок коммерческого (оперативного) учета нефти, факельные установки высокого и низкого давления, буферные емкости, дренажные емкости, аварийные резервуары

Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки добываемой продукции с блоком УПН приведена на рисунке 2.22 [38].

Рисунок 2.22 — Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки добываемой продукции нефтегазодобывающим предприятием (НГДУ)

Продукция добывающей скважины 1 по индивидуальному трубопроводу поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2. В продукцию, как правило, добавляют реагент 3, а если нефтегазоводяная смесь высоковязкая или теряет текучесть при сравнительно высокой температуре (сопоставимой с температурой окружающей среды), то ее подогревают в печи 4. Затем она направляется в газожидкостную сепарационную установку первой ступени дегазации 5 и на установку подготовки нефти (УПН) в сепарационную установку второй ступени 6. После этого водонефтяная смесь поступает в деэмульсационную установку 7, где происходит обезвоживание и обессоливание, а затем в стабилизационную установку 8. В технологическом блоке 9 определяют количество и качество обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти перед сдачей ее в резервуарный парк. Если по каким-либо причинам обезвоженная, обессоленная и стабилизированная нефть не удовлетворяет заданным параметрам, то она автоматически направляется на повторную обработку. Выделившийся из нефтегазоводяной жидкости газ в установках 5, 6 и 8 после соответствующей обработки подается на компрессорную станцию 10 и далее на газоперерабатывающий завод. Дренажная вода после деэмульсационной установки 7 поступает на установку очистки нефтепромысловых сточных вод 11, где подготавливается для использования ее в системе поддержания пластового давления (ППД) и направляется на кустовые насосные станции (КНС) 14, оттуда в нагнетательные скважины месторождения 15. На КНС подается также пресная вода с водозаборных устройств 12 через очистные сооружения 13.

Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рисунке 2.23.

Рисунок 2.23 — Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти: 1, 9, 11, 12 — насосы; 2, 5 — теплообменники; 3 — отстойник; 4 — электродегидратор; 6 — стабилизационная колонна; 7 — конденсатор-холодильник; 8 — емкость орошения; 10 — печь; I — нефтегазоводяная жидкость; II — подогретая нефтегазоводяная жидкость; III — дренажная вода; IV — частично обезвоженная нефтегазоводяная жидкость; V — пресная вода; VI — обезвоженная и обессоленная нефтегазоводяная жидкость; VII — пары легких углеводородов; VIII — несконденсировавшиеся пары; IX — широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X — стабильная нефть

Нефтегазоводяная жидкость из резервуаров ЦПС насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде.

В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефтегазоводяной смеси, и обезвоженная нефтегазовая жидкость через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 °C. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла нефтегазоводяной смеси в теплообменниках 2, 5.

Таким образом, на УКПН для обезвоживания используются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т.е. сочетание сразу нескольких методов.

2.3.2 Установка стабилизации нефти (УСН)

Стабилизацией нефти называют процесс удаления из обезвоженной и обессоленной нефти остаточного количества углеводородных газов и легких жидких фракций после первичной дегазации. В стабилизированной нефти содержание растворенных газов не превышает 1% — 2%. Углеводородные газы направляются на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а обезвоженная, обессоленная и стабилизированная нефть — на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). В установке стабилизации нефти (рисунок 2.24) исходная обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в теплообменниках до 200 °C — 250 °C и поступает в ректификационную колонну (давление 0,2 — 0,5 МПа), из которой отводятся углеводородные газы и пары легкого бензина (газовый бензин) в конденсатор-холодильник, а затем поступают в газосепаратор, откуда несконденсированные газы направляются на ГПЗ, а жидкая фаза частично возвращается в ректификационную колонну для орошения.

Рисунок 2.24 — Схема установки стабилизации нефти: 1, 5 — теплообменники; 2, 6 — ректификационные колонны; 3, 7 — конденсаторы-холодильники; 4, 8 — газосепараторы; 9 — подогреватели I — исходная обезвоженная и обессоленная нефть; II — стабилизированная нефть; III — стабильный газовый бензин; IV — сухой газ; V — сжиженная пропан-бутановая фракция

Остальная часть жидкой фазы проходит теплообменник, где нагревается, а затем поступает в ректификационную колонну (давление 0,8 — 1,2 Мн/м3). Из колонны углеводородные газы отводятся в конденсатор-холодильник и далее поступают в газосепаратор. Из газосепаратора сверху отводится сухой газ, снизу — сжиженная пропан-бутановая фракция, часть которой возвращается в колонну для орошения, остальное направляется в емкость. Из колонн и через теплообменники и холодильники отбираются, соответственно, стабилизированная нефть и бензин. Для более полного отбора легких фракций колонны снизу нагревают [39].

Остальная часть жидкой фазы проходит теплообменник, где нагревается, а затем поступает в ректификационную колонну (давление 0,8 — 1,2 МН/м3). Из колонны углеводородные газы отводятся в конденсатор-холодильник и далее поступают в газосепаратор. Из газосепаратора сверху отводится сухой газ, снизу — сжиженная пропан-бутановая фракция, часть которой возвращается в колонну для орошения, остальное направляется в емкость. Из колонн и через теплообменники и холодильники отбираются, соответственно, стабилизированная нефть и бензин. Для более полного отбора легких фракций колонны снизу нагревают [1].

При высоком содержании сероводорода в нефти применяется метод отдувки сероводорода от нефти с помощью попутного газа. Процесс осуществляют в десорбере барботажного типа при подогреве нефти. Компонентный состав газа, подаваемого в колонну отдувки, существенно влияет на процесс десорбции H2S из нефтяного потока. При подаче отдувочного газа с большим содержанием азота и метана его расход минимален. Отдувка газом с повышенным содержанием пропана и бутана менее эффективна. Снижение давления в колонне и увеличение температуры нефти повышают эффективность удаления сероводорода. Отдувка H2S из нефти в десорбционной колонне осуществляется при исходной массовой доле H2S в нефти более 200 — 250 ppm. Однако для внедрения технологии необходимо наличии системы газосбора и возможности утилизации H2S-содержащего газа (сжигание на факеле, транспортировка на газоочистные сооружения, использование в котельных местного значения). Более подробно методы утилизации попутного газа приведены в справочнике НДТ ИТС 50-2017 «Переработка природного и попутного газа». Одним из недостатков данного способа является большие потери ценных низкокипящих бензиновых компонентов и необходимость охлаждения нефтяной газ на компрессорной станции для увеличения эффективности процесса. Для полной очистки нефти от сероводорода этот метод можно комбинировать с химический нейтрализацией остаточного содержания сероводорода.

2.3.3 Установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ)

Предварительный сброс воды является частью общего процесса обезвоживания нефтегазоводяной смеси. В зависимости от места осуществления предварительного сброса воды в технологической цепи подготовки нефтегазоводяной смеси выделяют:

а) путевой сброс на установках путевого трубного водоотделения (ПТВО), обезвоживание на которых происходит за счет гравитационных сил;

б) централизованный сброс, который осуществляется на установках предварительного сброса воды (УПСВ), отстойниках и трехфазных сепараторах и предшествует отделению воды на установках подготовки нефтегазоводяной смеси.

В настоящее время имеются два типа аппаратов, применяемых для предварительного сброса воды: вертикальные стальные резервуары (РВС) емкостью от 1000 до 20000 м3 и горизонтальные цилиндрические емкости объемом 100 и 200 м3. Вертикальные резервуары специально оборудуются распределительными гребенками ввода жидкости, размещаемыми на высоте 1,5 м от днища резервуара. Внизу под 45° в разные стороны имеются отверстия. Эмульсия через отверстия направляется вниз, затем всплывает в слое воды, высота которого поддерживается в пределах 3 — 4 м. Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без специальных средств регулирования, поддерживать в резервуаре постоянный уровень жидкости, необходимый для ведения процесса. Высота гидрозатвора обычно принимается равной 0,9 высоты резервуара (рисунок 2.25).

Рисунок 2.25 — Резервуар УПСВ: 1 — подводящая труба; 2 — маточник; 3 — отводящая труба; 4 — гидрозатвор

Технологические резервуары работают транзитом. Сброс отделившейся воды и отбор обезвоженной нефти осуществляется непрерывно, однако уровень жидкости при этом не изменяется, нет потерь от больших дыханий резервуара.

Горизонтальные цилиндрические емкости (рисунок 2.26) также оборудуются распределительной гребенкой ввода жидкости. Они снабжены специальными дорогостоящими средствами регулирования для поддержания постоянных уровней дренажной воды и нефтегазоводяной жидкости.

Рисунок 2.26 — Технологическая схема аппарата ОГ — 200П для предварительного разделения нефтегазовой жидкости и пластовой воды: 1 — патрубок ввода эмульсии; 2 — распределитель эмульсии: труба Ø700мм , 64 ряда отверстий, в ряду 285 отверстий, продольный вырез: ширина 6 мм, длина 60 мм; 3 — трубы для вывода обезвоженной нефти; 4 — вывод газа

На промыслах чаще распространены две конструкции установок предварительного сброса воды на базе булитов:

а) Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом воды БАС-1;

б) Блочные автоматизированные установки для оперативного учета, сепарации и предварительного обезвоживания нефтегазоводяной жидкости: УПС-2000/6, УПС-3000/6, ОГ-200П, АСП-6300/6.

В настоящее время все современные УПСВ имеют автоматизированные системы контроля и управления ТП, в которых одновременно решены вопросы по утилизации пластовой воды и нефтяного газа (рисунок 2.27) [40].

Рисунок 2.27 — Технологическая схема установки предварительного сброса воды: М — метанольница; ГС — газовый сепаратор; Ф1 — факел для сжигания газа высокого давления; Ф2 — факел для сжигания газа низкого давления; УБС-6300 — установка блочная сепарационная; БР-1, БР-2 — блоки реагентные; СГВ — сепаратор газовый вертикальный; РВС — резервуар вертикальный стальной; УСТН — установка сепарационная трубная наклонная, ОГ-200 — отстойник горизонтальный; НУР-5000 — отстойник-мультигидроциклонный; БЕН, БЕВ — буферные емкости обезвоженной нефти и воды; Н1 — нефтегазоводяная жидкость; Н2 — дегазированная водонефтяная смесь; Н3 — обезвоженная нефть; В1 — неочищенная вода; В2 — очищенная вода; Гн — газ низкого давления; Гв — газ высокого давления; Гт — газ топливный; БКНС — блочная кустовая насосная станция; ЦТП — центральный товарный парк; УУГ — узел учета газа

2.3.4 Газокомпрессорная станция (ГКС)

Газокомпрессорной станцией (ГКС) на нефтяном месторождении называется комплекс сооружений и оборудования для повышения давления сжатия попутного нефтяного газа. Газовые компрессоры предназначены для дожатия попутного газа при его транспортировке к месту утилизации. Попутный нефтяной газ (ПНГ) выделяется при добыче нефти и состоит из углеводородных и не углеводородных элементов. Из-за высокой теплоты сгорания ПНГ его активно применяют в других промышленностях, таких, как химическая и энергетическая, в качестве топлива.

Технологическая схема ГКС состоит из установок очистки газа, компрессорных цехов, установок воздушного охлаждения газа. Работа оборудования КС обеспечивается технологическими трубопроводами с запорно-регулирующей арматурой, маслосистемой, установками подготовки пускового, топливного и импульсного газов, системой электроснабжения и пр. [41].

Нефтяной газ поступает на ГКС с различных объектов месторождения (с установки подготовки нефти, концевой сепарационной установки, установок деэтанизации и стабилизации конденсата), после сжатия до рабочего давления газ закачивается в трубопровод для транспортировки до места утилизации [42].

2.3.5 Установка подготовки нефтяного газа

Нефтяной газ, добываемый из недр или вместе с нефтегазовой жидкостью, может содержать в своем составе различное количество твердых частиц (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, пары воды, воду в жидком состоянии, углекислоту (CO2), сероводород (H2S), азот (N2) и гелий (He).

Присутствие в газе этих примесей приводит к негативным последствиям при транспортировке ПНГ:

а) присутствие механических примесей приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов;

б) происходит коррозия трубопроводов и образование гидратов из-за присутствия водяного пара в ПНГ;

в) сероводород является вредной примесью, а при контакте с влагой способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования;

г) углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит к коррозии оборудования.

Эти причины обуславливают целесообразность отделения этих примесей непосредственно на промыслах. Таким образом, задачами промысловой подготовки газа является его очистка от механических примесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа. Глубина подготовки нефтяного газа к транспорту определяется условиями процессов конденсато- и гидратообразования, а также наличием коррозионноактивных примесей.

Технология очистки ПНГ заключается в предварительном охлаждении газа, при этом все примеси конденсируются в башнях, циклонах, электрофильтрах, пенных и прочих аппаратах. Затем проходит процесс осушки, при котором влага поглощается твердыми или жидкими веществами.

Самые распространенные методы очистки ПНГ можно разделить на:

а) сепарационные методы — это самые простые технологии, применяемые исключительно для выделения конденсата после компримирования и охлаждения газа; методы могут быть использованы в любых условиях и отличаются низким уровнем отходов; качество получаемого ПНГ, особенно при низких давлениях, невысокое; углекислый газ и сернистые соединения не удаляются;

б) газодинамические методы — основаны на процессах преобразования потенциальной энергии высоконапорной газовой смеси в звуковые и сверхзвуковые течения; используемое оборудование отличается низкой стоимостью и простотой эксплуатации; при низких давлениях эффективность методов невысока, сернистые соединения и CO2 также не удаляются;

в) сорбционные методы — позволяют осуществлять осушку газа как по воде, так и по углеводородам; возможно удаление небольших концентраций сероводорода;

г) гликолевая осушка — используется в качестве самого эффективного способа удаления влаги из газа; данный метод востребован в качестве дополнения к другим способам очистки, поскольку удаляет только воды; потери газа составляют менее 3%;

д) обессеривание — направлен на удаление из ПНГ сернистых соединений с помощью ряда химических, физических и физико-химических методов (например, аминовой отмывки, щелочной очистки, процесса «Серокс», каталитической очистки и др.);

е) мембранная технология — принцип основан на различной скорости прохождения отдельных элементов газовой смеси через мембрану; на выходе получаются два потока, один из которых обогащен легкопроникающими компонентами, а другой — труднопроникающими [43].

2.4 Поддержание пластового давления

На сегодня в нефтяной промышленности для повышения нефтеотдачи пластов используются мероприятия по поддержанию пластового давления (ППД). Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования, необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефтегазовой жидкости из пласта.

ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству» устанавливает требования к качеству закачиваемых вод для ППД (таблица 2.7).

Таблица 2.7

Допустимое содержание механических примесей и нефти в закачиваемой в продуктивный коллектор воде с целью поддержания пластового давления

Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (рисунок 2.28):

а) систему нагнетательных скважин;

б) систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);

в) станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт;

г) система водозаборных сооружений [44].

Рисунок 2.28 — Принципиальная схема системы ППД: 1 — водозаборное устройство; 2 — станции I подъема; 3 — буферные емкости для грязной воды; 4 — станция водоподготовки; 5 — буферные емкости для чистой воды; 6 — насосная станция II подъема; 7 — кустовые насосные станции (КНС); 8 — нагнетательные скважины; 9 — подводящий водовод; 10 — разводящий водовод (водовод высокого давления 10 — 20 МПа)

2.4.1 Система заводнения продуктивных пластов

Заводнение продуктивных пластов (эксплуатационных объектов) проводится с целью поддержания пластового давления и осуществления добычи нефтегазоводяной жидкости с сохранением заданных темпов отбора жидкости и газа. В настоящее время заводнение — это наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефтегазоводяной жидкости [45, 46].

Рабочим агентом для закачивания в нефтяные пласты является подземная минерализованная и морская вода, пресная поверхностная вода и сточные воды. На сегодня преимущества отдают использованию минерализованной вод (таблица 2.8).

Таблица 2.8

Преимущества и недостатки использования подземной минерализованной воды для ППД

В случае закачки в пласт природных и сточных вод, они могут содержать примеси органического и неорганического происхождения. В природных водах могут содержаться различные газы, механические примеси, гидроксид железа II (Fe(OH)2) и гидроксид железа III (Fe(OH)3), а также микроорганизмы, в той или иной степени влияющие на процесс заводнения пластов. В сточных водах, кроме того, могут присутствовать капельки нефти, а также большое количество солей, доходящее до 300 г/л.

Таким образом, воды, закачиваемые в пласт, должны быть подготовлены с использованием следующих операций:

а) осветления мутных вод коагулированием;

б) декарбонизации;

в) обезжелезивания;

г) ингибирования.

На рисунке 2.29 представлена типовая схема установки подготовки природных вод.

Рисунок 2.29 — Схема подготовки природных вод для закачки в пласт: 1, 7, 8 — насос; 2 — дозирующее устройство; 3 — смеситель; 4 — осветлитель; 5 — фильтр; 6 — резервуары; I — неподготовленные природные воды; II — коагулянт; III — подготовленная вода на кустовые насосные станции; IV — воды для очистки фильтра

Насос 1 забирает воду и подает ее в смеситель 3. По пути дозировочное устройство 2 вводит в нее коагулянт. В смесителе 3 коагулянт интенсивно перемешивается с водой, после чего обработанная вода поступает в осветлитель 4, где образуются и задерживаются хлопья. Окончательная очистка воды от хлопьев осуществляется в фильтре 5, откуда она самотеком направляется в резервуары 6. Затем насос 7 перекачивает воду на кустовые насосные станции (КНС), которые через нагнетательные скважины закачивают ее в пласт. Насос 8 служит для периодической очистки фильтра 5 от взвешенных частиц путем прокачки через него чистой воды.

В отличие от природных, сточные воды могут содержать нефть, углекислый газ, сероводород и микроорганизмы. Соответственно, их подготовка предусматривает:

а) отстаивание от нефти и газа;

б) уничтожение микроорганизмов.

Для подготовки сточных вод на промыслах используют схемы открытого и закрытого типа (рисунок 2.30).

Рисунок 2.30 — Схема установки очистки пластовых вод открытого типа: 1 — песколовка; 2 — нефтеловушка; 3, 6, 9, 10 — насосы; 4 — пруд-отстойник; 5 — приемная камера; 7 — фильтр; 8 — емкость чистой воды; 11 — илонакопитель; I — загрязненная вода; II — мехпримеси; III — нефть на УКПН; IV — вода на КНС

Согласно рисунку 2.30, отделенная при подготовке нефтегазовой смеси вода сбрасывается по водоводу в песколовку 1 для удаления механических примесей. Далее вода, содержащая нефть, поступает в нефтеловушку 2, где за счет низкой скорости движения смеси капельки нефти успевают всплыть и откуда она периодически откачивается насосом 3 на УКПН. Далее вода с остаточным содержанием нефти (диаметр капель 70...80 мкм) самотеком поступает в два параллельно соединенных пруда-отстойника 4, в которых скорость воды не превышает 8 мм/с, в результате чего в ней всплывают практически все оставшиеся капельки нефти. Из прудов-отстойников вода самотеком поступает в приемную камеру 5, из которой забирается насосом 6 и через попеременно работающие фильтры 7 подается в емкость чистой воды 8. Затем эта вода насосом 9 откачивается на КНС. По мере загрязнения фильтры отключают и ставят на промывку чистой водой из емкости 8 с помощью насоса 10. Загрязненную после промывки воду сбрасывают в илонакопитель 11.

Открытая схема водоподготовки позволяет очищать пластовые и ливневые сточные воды в одном потоке, независимо от состава, давления и газонасыщенности воды, а также совместно закачивать их в нагнетательные скважины. Рекомендуется для подготовки пластовых вод с большим содержанием H2S и CO2, для очистки воды от капелек нефти и механических примесей.

Недостатки:

а) наличие площадей испарения;

б) большие капиталозатраты на сооружение нефтеловушек и прудов-отстойников;

в) контакт с кислородом воздуха увеличивает коррозионную активность воды.

На рисунке 2.31 показана схема установки очистки пластовых сточных вод закрытого типа. Отделенная от нефтегазовой жидкости в отстойнике предварительного сброса вода по линии сброса 1 направляется в резервуар-отстойник 2, а частично обезвоженная нефть (до 5%), пройдя УПН, поступает в теплоизолированные отстойники 3.

Рисунок 2.31 — Схема установки очистки пластовых сточных вод закрытого типа: 1 — линия сброса воды из отстойника; 2 — резервуар-отстойник; 3 — теплоизолированный отстойник; 4, 5 — насосы; I — нефтегазовая жидкость; II — обезвоженная нефть; III — горячая вода с ПАВ; IV — подготовленная вода на КНС

Процесс отделения воды в них ускоряется, благодаря произведенному в УПН нагреву и вводу ПАВ. Отделенная горячая вода поступает на прием насоса 4 и снова подается в отстойник предварительного сброса УПН, что позволяет уменьшить расход деэмульгатора и температуру нагрева эмульсии. Из резервуара-отстойника 2 пластовая вода забирается насосом 5 и подается на КНС.

Использование закрытой системы подготовки воды позволяет:

а) повысить интенсивность процесса подготовки воды с применением отстоя и фильтрования под давлением;

б) существенно снизить агрессивность сточной воды путем исключения ее контакта с кислородом воздуха;

в) использовать остаточное давление, существующее в системе подготовки нефти.

2.4.2 Кустовая насосная станция для закачки воды в пласт

Кустовая насосная станция предназначена для закачки воды из поверхностных, подземных источников или промысловых очищенных сточных вод в нагнетательные скважины для поддержания давления в разрабатываемом продуктивном горизонте нефтяного месторождения.

Насосные выполняют функцию повышения давления технологической воды до уровня, обеспечивающего нагнетание воды в скважины системы поддержания пластового давления (заводнения). Энергоблоки служат для автоматического управления насосными агрегатами, контроля параметров и сигнализации состояния технологического оборудования, автоматического отключения насосного агрегата и включения резервного [47].

Для закачки воды используются насосные станции и установки, базирующиеся как на центробежных, так и на плунжерных насосных агрегатах (рисунок 2.32) [48].

Рисунок 2.32 — Установка погружного центробежного электронасоса: а — для подачи пластовых вод: 1 — погружной электродвигатель; 2 — погружной насос; 3 — оборудование устья скважины; 4 — силовой кабель; 5 — комплексное оборудование; 6 — трансформатор; б — для закачки воды: 1 — шурф; 2 — разводящий водовод; 3 — электронасосный погружной аппарат; 4 — контрольно-измерительные приборы; 5 — нагнетательный водовод; 6 — комплексное устройство; 7 — трансформатор

К насосным станциям, называемым кустовыми насосными станциями (КНС), подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин. Наибольшее развитие получили кустовые насосные станции блочного исполнения. Выделяются блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосов (ЦНС): подача от 25 до 500 м3/час и напором до 2100 м. Пример схемы БКНС с ЦНС представлен на рисунке 2.33.

Рисунок 2.33 — Схема блочной кустовой насосной станции

Блочная кустовая насосная станция состоит из блоков: сепарационно-буферного I, насосов II, управления электродвигателями III, распределительных устройств IV, распределительной гребенки V. Сепарационно-буферный блок состоит из двух горизонтальных емкостей 1 по 50 м3 и предназначен для сепарации содержащихся в воде газов (метана), а также для отстаивания воды и удаления механических примесей, для создания гидравлического буфера, обеспечивающего нормальную работу насосов. Выделяющийся из воды при отстое газ сжигается в свече. Насосные блоки предназначены для закачки воды в нагнетательные скважины. Насосные блоки состоят из центробежных насосов 2 с синхронными двигателями 3. Насосные блоки помещаются в утепленное помещение.

2.4.3 Водораспределительная станция

Водораспределительная станция предназначена для распределения и измерения расходных параметров закачиваемой в нагнетательные скважины технологической воды. Блок размещается на отдельных площадках или площадках кустовых насосных станций системы поддержания пластового давления или на территории куста скважин [49].

Работа водораспределительной станции состоит в следующем: вода из магистрального водовода поступает в коллектор и далее через открытые задвижки распределяется по выходным трубопроводам, подсоединенным к нагнетательным скважинам. Объем и давление воды контролируются с помощью датчиков и вторичных преобразователей [50].

2.4.4 Установки для приготовления и дозирования реагентов

При разработке продуктивных нефтяных и газовых месторождений на нефтеотдачу существенным образом влияет качество получаемых в пласте технологических растворов. Установка для приготовления и дозирования реагентов предназначена для работ по повышению нефтеотдачи пластов регулированием коэффициента охвата пластов с низкой проницаемостью при поддержании пластового давления и гидродинамических методов добычи нефти. Обычная установка для приготовления и закачки технологических растворов содержит емкости для хранения и перевозки реагентов, пневмотранспортер для загрузки в герметичную емкость реагентов для перемешивания и растворения, нагнетательную линию системы поддержания пластового давления, плунжерный насос для закачки в скважину [51]. Однако известны установки, в состав которых входят также бункера дозаторов реагентов (полиакриламида и др.), дозировочные насосы для растворов реагентов с датчиками верхнего уровня заполнения, расходомеры, электрообогреватели. Также на установках производится смешение сыпучих и жидких материалов [52].

Технологические параметры и экологические воздействия установки зависят от типа используемых реагентов. Все многообразие реагентов, используемых на месторождениях нефти в системе ППД, можно разделить на:

а) Водные растворы ПАВ. Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть — вода», увеличение подвижности нефтегазовой смеси и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.

б) Полимеры. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент — полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. Полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, то есть породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды. Полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, и за счет этих двух эффектов — повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды — происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением.

в) Щелочные растворы. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть — раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей — один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой.

г) Композиции химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы). Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того, что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти — зона повышенной нефтенасыщенности, а за ней — зона повышенной водонасыщенности. Нефтяной вал вытесняет (собирает) только нефть, пропуская через себя воду. В зоне нефтяного вала скорость фильтрации нефти больше скорости фильтрации воды. Мицеллярный раствор, следующий за водяным валом, увлекает отставшую от нефтяного вала нефть и вытесняет воду с полнотой, зависящей от межфазного натяжения на контакте с водой. Такой механизм процессов фильтрации жидкости наблюдается во время вытеснения остаточной (неподвижной) нефти из заводненной однородной пористой среды [53].

2.4.5 Система закачки в продуктивный пласт газа высокого давления и углеводородных растворителей

Помимо заводнения, пластовое давление можно поддерживать путем закачки в пласт углеводородных газов. Можно закачивать газы под высоким давлением, газы, обогащенные более тяжелыми углеводородами или закачивать газ высокого давления с предварительным нагнетанием в пласт сжиженного газа.

При нагнетании в пласт «сухого» газа происходит следующее: закачиваемый газ, попадая в пласт, насыщается углеводородами, этаном (C2H6) и гексаном (C6H14). В результате фронт газа все больше и больше обогащается промежуточными компонентами нефти, и взаиморастворимость газа и нефти увеличивается. Течение такого флюида приближается к течению однофазного флюида, который движется по поровому пространству быстрее. Чтобы создавать при закачке сухого газа зону полной взаимной растворимости нефти и газа, надо поддерживать давление 21 МПа и более. Более простым способом смешивания нефти и газа является закачка жирного или обогащенного газа. При нагнетании такого газа C2H6 и C6H14 конденсируются в пласте, благодаря чему нефть этими элементами обогащается, и нефть и газ взаимно растворяются. К недостаткам указанных методов следует отнести то, что в условиях неоднородных коллекторов увеличение нефтеотдачи происходит лишь по отдельным пропласткам, обладающим большей проницаемостью, возможность появления прорывов газа и отсутствие методики расчета газа рецикла [54].

2.5 Методы воздействия на пласт

Тепловые методы воздействия на пласт — это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Тепловые методы применяются в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей (рисунок 2.34).

Рисунок 2.34 — Принцип внутрипластового горения

Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне [53].

2.5.1 Система закачки в пласт пара или горячей воды

Вытеснение нефти паром — метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов — нефти, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и характеру насыщения:

а) Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400 °C — 200 °C), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

б) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200 °C) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

в) Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др.

Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.

2.5.2 Установка внутрипластового горения

Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Генерирование теплоты непосредственно в пласте — основное преимущество данного метода.

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций. Этот метод заключается в создании в нефтяном пласте высокотемпературной зоны с tпл ~ 200 °C и более, которая при нагнетании окислителя (воздуха) перемещается по пласту от нагнетательной к эксплуатационной скважине [54].

После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, CO2, и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта, происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы.

В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения. Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

2.6 Вспомогательные процессы

2.6.1 Энергоснабжение

Поскольку вопросы генерации энергии подробно описаны в справочнике НДТ ИТС 38-2017 «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии» [55], в этом справочнике НДТ приводится описание методов производства энергии при добыче нефтегазовой смеси.

Потребление и генерация электро- и тепловой энергии являются одним из важнейших аспектов при добыче нефтегазовой смеси. Эта глава объясняет принципы генерации и управления энергетическими ресурсами в контексте добычи нефти.

Тепло и электричество необходимы для эксплуатации нефтяных месторождений. Большие потребности в теплоэнергии обеспечиваются сжиганием топлива или попутного нефтяного газа.

Топливо и топливные системы

Наиболее часто в качестве топлива для электростанции на нефтяном месторождении используется попутно-добываемый нефтяной газ. ПНГ используется для выработки энергии на газотурбинных и газопоршневых станциях. Эффективность этого способа достаточно высока. Неподготовленный «жирный» ПНГ также могут использовать в котельных.

Готовая продукция из энергосистемы

Готовой продукцией промысловых энергетических систем являются тепло и энергия, необходимые для осуществления процессов добычи.

Электроэнергия

Энергия обычно генерируется в газовых турбинах на промысловой площадке и/или потребляется из электрической сети. Электричество необходимо для работы насосов, компрессоров, систем контроля, клапанов и т.д.

Энергетический менеджмент

Правильное проектирование и управление энергосистемами являются важными аспектами минимизации влияния нефтедобывающей деятельности на окружающую среду. Необходимо понимать, что эффективность использования энергии нефтедобывающих компаний может быть увеличена не только за счет отдельного процесса или эффективности системы генерации собственной энергии, но и за счет улучшения энергетического менеджмента, разработки и применения программ энергосбережения в целом на предприятии. Энергетический менеджмент уже давно является важным вопросом для промышленных предприятий нефтегазовой отрасли. Например, внедрение на предприятиях стандартов ISO 14000, EN 16001 или EMAS могут обеспечить разработку эффективной системы управления энергией и увеличить энергоэффективность в целом на предприятии. Стимулирование энергосбережения и постоянный контроль показателей потребления энергетических ресурсов в целом на нефтедобывающем предприятии являются одними из методов по снижению энергозатрат. Другими техническими средствами для увеличения энергоэффективности в целом на предприятии являются методы рекуперации энергии, примерами которых служат: установка котлов-утилизаторов и увеличения изоляции зданий и технологических установок для сокращения потерь тепла.

Вопросы увеличения эффективности использования энергии на отдельных установках приведены в Разделе 3 при описании значимых экологических воздействий каждого процесса.

2.6.2 Системы охлаждения

Подробное описание систем охлаждения представлено в справочнике НДТ ИТС 20-2016 «Промышленные системы охлаждения», который охватывают многие темы, имеющие отношение к сектору нефтедобычи. Поэтому настоящий справочник НДТ ограничивается кратким описанием всех используемых на промысле систем охлаждения.

Цель и принцип

Технологическое оборудование, используемое при добыче нефти, а также рабочие среды требуют охлаждения во избежание аварийных ситуаций или для температурного режима при хранении продукции. Даже несмотря на происходящие теплообменные процессы между технологическим оборудованием и окружающей средой, остается необходимость дополнительного охлаждения. Дополнительное охлаждение должно быть обеспечено внешней охлаждающей средой: водой и/или воздух.

Описание процесса

Широкий диапазон методов используется в целях охлаждения на промысловых площадках. Выбор системы охлаждения зависит от необходимой температуры охлаждения, от мощности охлаждения, риска загрязнения (контур первичного или вторичного охлаждения) и местных условий.

При добыче нефти используют следующие системы охлаждения технологического оборудования:

а) воздушную систему охлаждения;

б) прямоточную система охлаждения (природная вода);

в) циркуляционную систему (оборотная вода, охлаждающая вода);

г) закрытую система охлаждения;

д) систему смешанного типа (гибридную).

2.6.3 Водоснабжение

На нефтяных месторождениях вода используется для удовлетворения следующих нужд: производственные нужды (бурение нефтяных и нагнетательных скважин, подготовка нефти, подготовка газа, подготовка пластовых вод, подпитка оборотных систем водоснабжения технологических объектов, охлаждение насосов и компрессоров, приготовление реагентов различного назначения, поддержание пластового давления продуктивных горизонтов, профилактический и другие виды ремонтов оборудования и аппаратуры, котельные установки и др.); хозяйственно-питьевых нужд, пожаротушения, обеспечения вахтовых поселков, полива зеленых насаждений, территории и др.

Понятие система водоснабжения включает комплекс инженерных сооружений по забору из водоисточников, подготовку и транспортировку воды до потребителя.

Особенностью объектов нефтегазодобычи являются незначительные расходы воды питьевого качества и большие потребные объемы на технологические нужды, нужды заводнения продуктивных пластов и пожаротушения. Для обеспечения водой всех объектов предусматривается строительство системы водоснабжения с комплексом необходимых сооружений, водозаборы для вод из подземных или поверхностных источников, имеющие множество конструктивных решений в зависимости от типа и особенностей водного источника; объекты для доведения воды до качества, предъявляемого к воде различными нормативными документами; насосные станции для перекачки воды от очистных сооружений; распределительные водопроводные сети (различной конструкции и конфигурации) на объектах потребления. Все эти объекты должны предусматривать мероприятия, направленные на охрану, рациональное использование и воспроизводство водных источников. Для сокращения расхода свежей воды предусматриваются системы оборотного водоснабжения и повторного использования вод.

2.6.4 Резервуарный парк

Поскольку вопросы хранения сырья и продукции подробно освещаются в рамках горизонтального справочника НДТ ИТС 46-2017 «Сокращение выбросов, сбросов загрязняющих веществ при хранении и складировании товаров (грузов)», настоящий справочник НДТ содержит только краткое описание технологических решений.

Описание процесса

Нефтегазоводяная жидкость и обезвоженная, обессоленная и стабилизированная нефть хранятся в резервуарах перед первичной подготовкой или подачей на магистральный трубопровод соответственно. По конструктивным особенностям вертикальные цилиндрические резервуары подразделяют на:

• резервуар со стационарной крышей без понтона (РВС);
• резервуар со стационарной крышей с понтоном (РВСП);
• резервуар с плавающей крышей (РВСПК).

Конструкции резервуаров с плавающей крышей (рисунок 2.35). Плавающие крыши резервуаров действуют как барьер, уменьшающий испарения легких углеводородов из переданной на хранение смеси. Резервуары с плавающей крышей в основном используются для хранения обезвоженной, обессоленной и стабилизированная нефти.

Рисунок 2.35 — Резервуар с плавающей крышей: 1 — перила; 2, 3 — подвижная и неподвижная лестницы; 4 — плавающая крыша; 5 — затвор; 6 — опорная стойка

Плавающие крыши (ПК) применяются в резервуарах, не имеющих стационарной кровли. Для удобства удаления осадков, выпавших на ПК, последняя должна иметь листовой настил с уклоном к центру. Дождевая вода с ПК отводится через дренажную систему либо из шарнирно-сочлененных, либо из гибких гофрированных труб.

Для подъема на поверхность ПК служит передвижная лестница, конструкция которой обеспечивает горизонтальное расположение ступенек при любом положении крыши. С целью усиления жесткости верхней части корпуса резервуара с плавающей крышей вдоль верхнего пояса монтируют кольцевую площадку для сохранения устойчивости и восприятия ветровой нагрузки. Для удаления паровоздушной смеси и газов из-под плавающей крыши на ней установлен предохранительный клапан.

Резервуары делят на:

а) резервуары вертикальные;

б) резервуары горизонтальные.

Объем вертикальных цилиндрических резервуаров колеблется от 100 до 50000 м3 и более и регламентируется нормальным рядом: 100, 200, 300, 400, 500, 700, 1000, 2000, 3000, 5000, 10000, 20000, 30000 и 50000 м3. Резервуары объемом до 10000 м3 строят из рулонных заготовок, а большим объемом производится методом полистовой сборки.

Проектирование резервуаров объемом более 50000 м3 выполняют по индивидуальным техническим условиям. В соответствии с «Руководством по безопасности вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов», утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № 780 от 26 декабря 2012 г., в зависимости от объема и места расположения, резервуары подразделяются на четыре класса:

• класс I — резервуары номинальным объемом более 50 000 м3;
• класс II — резервуары номинальным объемом от 20 000 до 50 000 м3 включительно, а также резервуары номинальным объемом от 10 000 до 50 000 м3 включительно, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки;
• класс III — резервуары номинальным объемом от 1000 и менее 20 000 м3;
• класс IV — резервуары номинальным объемом менее 1000 м3.

Горизонтальные цилиндрические резервуары предназначены для хранения углеводородного сырья под избыточным давлением до 70 кПа (7000 мм вод. столба). Резервуары имеют простую форму, транспортабельны по железной дороге, что ограничивает диаметр до 3,25 м. В отдельных случаях диаметр резервуара может доходить до 4,0 м. Наибольшее распространение получили резервуары для углеводородного сырья объемом 5, 10, 25, 50, 75 и 100 м3.

Горизонтальные резервуары могут быть надземного и подземного расположения.

Раздел 3 Текущие уровни эмиссий в окружающую среду

Этот раздел справочника НДТ содержит данные о фактических уровнях воздействий технологических блоков предприятий нефтедобывающей промышленности на окружающую среду. Структура Раздела 3 идентична структуре Раздела 2 и описывает те же технологические блоки с добавлением описания экологических воздействий от факельных систем, шламовых амбаров, очистных сооружений и технологий «на конце трубы».

3.1 Экологические воздействия нефтедобывающего предприятия

Предприятия нефтедобывающей промышленности ответственны за 20% выбросов в атмосферу РФ загрязняющих веществ. При добыче нефти возможны промышленные выбросы газа, паров нефти и конденсата через продувочные свечи, факельные стояки, дыхательные клапаны резервуаров и предохранительные клапаны. Так, в настоящее время в РФ технологические резервуары на большинстве дожимных насосных станций и нефтесборных пунктов работают как отстойники, то есть каждый резервуар работает при одновременном наполнении и откачке, при постоянном отрегулированном открытом состоянии приемных и выкидных задвижек. При этом попутный газ, оставшийся в нефти после сепарации в концевых сепарационных установках, выделяется в резервуарах, накапливается в их газовоздушном пространстве и выбрасывается в атмосферу через дыхательные клапаны.

Основными загрязняющими веществами, входящими в состав выбросов, являются пары углеводородов, а при разработке высокосернистых соединений — также и сероводород. Использование силовых агрегатов на нефтяном месторождении приводит к выбросам оксидов серы, азота и углерода.

Сероводород, содержащийся в добываемой водонефтяной эмульсии, имеет естественное происхождение или образуется в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий при закачке в пласт зараженной ими пресной воды, необходимой для поддержания пластового давления.

В процессе сбора и первичной подготовки нефтегазовой жидкости на промысле основная опасность возникает при сборе нефтегазовой жидкости, сепарации и утилизации попутных газов. Источниками воздействия на окружающую среду могут быть: нефтяные резервуары, трубопроводы, факельные системы. Причинами воздействия являются: потери легких фракций при хранении, коррозия трубопроводов, процессы горения. Основными загрязнителями окружающей среды являются: попутные нефтяные газы, продукты неполного сгорания попутных газов, азотистые и сернистые соединения, поверхностно-активные вещества, одоранты и др.

В условиях интенсивного освоения нефтегазодобывающих районов отмечается значительное техногенное воздействие на пресные подземные воды. Среди наиболее мощных источников загрязнения — нефтяные промыслы и нефтепроводы, а также промысловые и нагнетательные скважины. При этом загрязнение подземных вод происходит нефтью, промысловыми водами и промывочными жидкостями буровых скважин. Причиной загрязнений может явиться, например, утечка нефтегазовой жидкости из трубопроводов и промысловых вод из нагнетательных скважин.

Нарушения целостности обсадных колонн, технологии проходки и крепления скважин являются причинами образования внутренних очагов загрязнения.

Основным путем проникновения загрязняющих веществ в районе промыслов часто является зона повышенной вертикальной проницаемости непосредственно вдоль стволов промысловых скважин.

В ходе эксплуатации месторождений опасность загрязнения водных источников возникает при добыче и транспортировке нефтегазовой жидкости, закачке воды для поддерживания пластового давления, при сборе и первичной подготовке нефтегазовой жидкости и газового конденсата на промыслах, сепарации попутных газов. Источниками загрязнения могут явиться отстойники, нефтесборные коллекторы, кустовые насосные станции, добывающие и нагнетательные скважины, трубопроводы, нефтяные резервуары, продувочные свечи и конденсатосборники на низких участках трасс газопроводов. Причинами воздействия являются агрессивность транспортируемой среды, рост обводненности продукции скважин, коррозия оборудования, плохая герметичность, разрушение трубопроводов. Основными загрязнителями при этом являются: углеводороды при аварийных выбросах и потерях при транспортировке, сточные воды различной степени минерализации, поверхностно-активные соединения, ингибиторы коррозии, газовый конденсат, сероводород, различные соли.

Выбросы «Производство в целом» представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Выбросы «Производство в целом»

Состав стоков производства в целом представлен в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Состав стоков производства в целом по данным анкет

На территориях среднего нефтепромысла площадь нарушенных земель достигает 20% — 22% в границах горного отвода. Из них 2% — 3%, а порой до 10% загрязнены углеводородами и подтоварными пластовыми водами. Содержание углеводородов в почве достигает 4 т/га, составляя в среднем 1,8 т/га.

При хранении нефтешламов в шламонакопителях и пополнении их новыми порциями происходит естественное перемешивание хранившихся и всех вновь поступающих нефтешламов и их отстой. При поступлении очередного количества нефтешлама в результате перемешивания нарушается основное равновесие системы, постепенно система приближается к достижению прежнего равновесия, но степень обводнения осадка увеличивается, и вследствие этого увеличивается и его объем. В то же время в результате продолжительного хранения и протекающих при этом физико-химических процессов, характерных для коллоидных систем, происходит его концентрирование.

Шламонакопители, представляющие собой открытые земляные емкости, требуют больших территорий для размещения, пожароопасны, являются источником загрязнения окружающей среды вследствие испарения углеводородов и опасности проникновения в грунтовые воды, поэтому обезвреживание и утилизация нефтешламов является острейшей проблемой [56].

Отходы «Производство в целом» приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Энергетические ресурсы «Производство в целом» представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4

Энергетические ресурсы «Производство в целом»

Материальные ресурсы «Производство в целом» представлены в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Материальные ресурсы «Производство в целом»

Основные воздействия при бурении скважин и эксплуатации объектов нефтедобычи на суше и море сведены в рисунках 3.1 - 3.2.

Рисунок 3.1 — Виды и объекты воздействия нефтедобывающих предприятий на суше

Рисунок 3.2 — Виды и объекты воздействия нефтедобывающих предприятий на море

3.2 Бурение скважин

Основные аспекты воздействия при бурении скважин на суше и на море представлены ниже (таблица 3.6).

Таблица 3.6

Потенциальные воздействия на окружающую среду, оказываемые объектами нефтяного месторождения на этапе бурения

Выбросы

В период бурения скважин на суше основными источниками выбросов загрязняющих веществ в атмосферу являются:

а) машинное оборудование на стройплощадке;

б) вспомогательные механизмы;

в) транспортные средства;

г) оборудование для земляных работ (бульдозеры, экскаваторы и т.д.).

Морские суда и строительное оборудование (драги, электрогенераторы) и вертолеты, используемые при проведении работ на море, будут являться источниками загрязнения атмосферного воздуха.

Основные загрязняющие вещества, содержащиеся в выбросах при проведении строительных работ на море, такие же, как при бурении на суше: CO, CO2, NOx, SO2, углеводороды и взвешенные вещества.

Следует отметить, что запыление в летний период является основным видом потенциального воздействия на атмосферный воздух на этапе бурения на суше. Это воздействие будет вызвано выемкой грунта и образованием отвалов. Исключением для строительных работ на море является отсутствие пыли.

Выбросы при бурении на суше представлены в Таблице 3.7.

Таблица 3.7

Выбросы при бурении на суше

Выбросы при бурении на море представлены в таблице 3.8.

Таблица 3.8

Выбросы при бурении на море

Выбросы при поисково-разведочном бурении представлены в таблице 3.9.

Таблица 3.9

Выбросы при поисково-разведочном бурении

Земельные ресурсы

К одному из масштабных видов воздействия, которое оказывается при бурении скважин на суше, относится отчуждение земель и изменение режима природопользования. Нарушение земель и почв связано со следующими основными видами земляных работ:

а) очистка поверхности, снятие верхнего слоя почвы;

б) добыча крупно- и среднезернистого сыпучего материала — аллювиальных песков, гравия или щебня для: ингредиентов бетона, дорожных оснований и подготовок, засыпок под трубопроводы и дренажа, замены вынутого мягкого грунта материалом объемной засыпки.

При разработке месторождений на море наибольшее воздействие на физическую среду моря окажут дноуглубительные работы. Процесс строительно-монтажных работ в море предполагает выполнение дноуглубительных и иных работ на море вдоль трасс морских трубопроводов в районах добычи и на терминалах отгрузки.

Сточные воды

Основное воздействие на поверхностные воды суши возникает вследствие пересечения водных объектов и сброса сточных вод в водные объекты. Использование водных объектов для целей сброса сточных, в том числе дренажных, вод осуществляется с соблюдением требований, предусмотренных Водным Кодексом Кодекс РФ от 03.06.2006 № 74-ФЗ.

На этапе бурения образуются разные категории сточных вод из большого количества точечных источников. При условии сведения объемов сточных вод к минимуму и надлежащем контроле над очисткой, сточные воды не будут оказывать существенного воздействия на окружающую среду.

Сточные воды обычно могут содержать примеси, способные загрязнять грунтовые воды и влиять на биологические ресурсы водоемов.

Стоки от гидравлических испытаний представляют наиболее серьезную проблему с точки зрения риска и организации сбора, очистки и удаления по следующим причинам:

а) стоки поступают на станции очистки и/или утилизации большими объемами и, как правило, под большим давлением;

б) стоки по своим химическим свойствам требуют специальной очистки;

в) при гидроиспытаниях может быть использована морская вода, которая потом будет сброшена в пресные водные объекты (маловероятно, но возможно).

Основными потенциальными последствиями, связанными со сбросами сточных вод на этапе бурения объектов, является загрязнение почв, поверхностных и подземных вод.

Источником образования сточных вод при разработке месторождения на море является морской транспорт, использующийся на этапе бурения. Сточные воды состоят из компонентов, типичных для всех морских судов (вода систем охлаждения, бытовые сточные воды).

Считается, что сбросы сточных вод от любых судов, использующихся на этапе бурения, не будут иметь значительных последствий для морской среды.

Отходы

Предполагается, что большая часть твердых отходов за весь период жизни скважины образуется на этапе бурения (более 60%). При этом на сооружения, расположенные на суше, приходится более 95% строительных отходов, тогда как образование отходов на морских сооружениях относительно невелико. Таким образом, говоря о сборе и удалении отходов, прежде всего, рассматривается этап бурения скважин на суше.

При бурении скважин также образуются отходы металлов в виде изношенных буровых труб, огарки электродов и пластмассовые заглушки от труб.

Шум

Во время строительства объектов основными источниками шума будут:

а) Машинное оборудование на стройплощадках.

б) Вспомогательные механизмы.

в) Транспортные средства.

г) Оборудование для земляных работ (бульдозеры, экскаваторы и т.д.).

При бурении скважин на море основными источниками шума будут: вертолеты, морские суда, драги и строительное оборудование.

Воздействие от данных источников будет носить локальный характер, но отличаться по продолжительности. Соответственно, вопрос шумового воздействия важен в экологически чувствительных районах.

Энергетические ресурсы

Энергетические ресурсы, расходуемые при бурении скважин, представлены ниже (таблица 3.10).

Таблица 3.10

Энергетические ресурсы «Бурение скважин»

3.3 Системы сбора продукции скважин

3.3.1 Скважина (куст скважин)

При эксплуатации скважинного оборудования основным видом воздействия являются выбросы в атмосферу и энергопотребление.

Выбросы

Основными источниками выбросов работающей скважины являются дренажные емкости и неплотности элементов оборудования скважин.

Состав выбросов в атмосферу от эксплуатационной скважины представлен в таблице 3.11.

Таблица 3.11

Состав выбросов в атмосферу от эксплуатационной скважины

Состав выбросов в атмосферу от нагнетательной и поглощающей скважин представлен в таблице 3.12.

Таблица 3.12

Состав выбросов в атмосферу от нагнетательной и поглощающей скважин

Состав выбросов в атмосферу от куста скважин представлен в таблице 3.13.

Таблица 3.13

Состав выбросов в атмосферу от куста скважин

Энергопотребление

Наибольшие объемы потребления энергии происходят в результате работы силовых агрегатов скважины. В таблицах представлены данные по расходу энергоносителей при эксплуатации скважин насосным способом.

Объемы потребления энергетических ресурсов эксплуатационной скважиной представлены в таблице 3.14.

Таблица 3.14

Энергетические ресурсы «Эксплуатационная скважина»

Объемы потребления энергетических ресурсов нагнетательной и поглощающей скважинами представлены в таблице 3.15.

Таблица 3.15

Энергетические ресурсы «Нагнетательная или поглощающая скважины»

Объемы потребления энергетических ресурсов куста скважин представлены в таблице 3.16.

Таблица 3.16

Энергетические ресурсы «Куст скважин»

Отходы

В качестве отходов эксплуатации скважин образуются отработанные масла в результате замены масел в оборудовании, сальниковые и паронитовые набивки и прокладки. Объемы образующихся при эксплуатации скважины отходов представлены в таблицах ниже.

Таблица 3.17

Объемы образования отходов эксплуатации нефтяной скважины

Таблица 3.18

Отходы «Нагнетательная или поглощающая скважины»

Таблица 3.19

Отходы «Куст скважин»

Значительная часть твердых отходов образуется в случаях аварийных ситуаций (разливы углеводородов) или проведения ремонтных работ, что не рассматривается в рамках справочника НДТ.

3.3.2 Трубопроводы системы сбора продукции скважины

При нормальной работе скважин трубопроводные системы не являются значительными источниками воздействия на объекты окружающей среды. На данном этапе воздействия будут происходить при неплотностях крепления трубопроводов.

Выбросы

Источники выбросов и их количественная характеристика приведены в таблице 3.20.

Таблица 3.20

Выбросы «Трубопроводы сбора и транспорта скважинной продукции»

Таблица 3.21

Выбросы «Нефтеперекачивающая станция»

Таблица 3.22

Выбросы «Напорный нефтепровод»