Способ подготовки нефти на нефтегазовом месторождении

МИНИСТЕРСТВО ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ Недостатком этого способа является то, что он не учитывает зависимость деэмульгирующей способности деэмульгаторов от их типа (водо- или нефтерастворимости). Однако при воздействии на водонефтяную эмульсию нефтерастворимым деэмульгатором обеспечивается выделение из нее воды с пониженным содержанием нефтепродуктов при воздействии на водонефтяную эмульсию водорастворимым деэмульгатором обеспечивается выделение из нее воды с повышенным содержанием нефтепродуктов. Сущность предполагаемого изобретения заключается в том, что на объектах предварительной подготовки нефти, на которых обводненность нефти составляет от 15 до 98 (т.е. до предела рентабельности), а объем выделившейся воды составляет до 80-95 от общего объема воды,добываемой на месторождении,процесс предварительной подготовки нефти предлагается производить с применением нефтерастворимого деэмульгатора,тем самым обеспечивая в значительно больших объемах выделившейся воды меньшее содержание нефтепродуктов а на объектах товарной подготовки нефти,на которых обводненность нефти составляет от 5 до 20, а объем выделившейся воды составляет от 5 до 20 от общего объема воды, добываемой на месторождении, процесс товарной подготовки нефти предлагается производить с применением как нефтерастворимого, так и водорастворимого деэмульгатора, при непременном условии их совместимости и достижении качества товарной нефти в соответствии с требованиями ГОСТа.(72) Муллаев Берт Тау-Султанович Курбанбаев Мурат Избергенович Абитова Айгуль Жолдасовна Джакупова Жанна Кумарбековна Сисенбаева Марзия Равильевна Саенко Ольга Бертовна(73) Акционерное общество Казахский научноисследовательский и проектный институт нефти и газа(56) Левченко Д.Н. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. 1985 г. УДК 665. 632(54) СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА НЕФТЕГАЗОВОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ(57) В последнее время на нефтегазовых месторождениях производится предварительная, и товарная подготовкой нефти, включающая добычу продукции из скважин, проведение ее сепарации и подача на объекты предварительной подготовки, где путем обработки де-эмульгатором, подогревом и отстоем осуществляется частичный отбор сточной воды и через систему поддержания пластового давления закачка ее в продуктивные пласты, а частично обезвоженная нефть откачивается на объект ее товарной подготовки, где путем повторной обработки деэмульгатором, отстоем,глубокой дегазацией и отделением попутной воды обеспечивается получение нефти товарного качества, а отделившаяся попутная вода также закачивается в продуктивные пласты. При этом на объектах предварительной и товарной подготовки нефти используются деэмульгаторы одного или различного типа, при соблюдении условии их совместимости. Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при подготовке нефти на нефтегазовых месторождениях. Известен способ товарной подготовки нефти на нефтегазовых месторождениях,включающий добычу из скважин продукции в виде нефтеводогазовой смеси, подачу ее по выкидным трубопроводам на групповые установки (ГУ),индивидуальный замер на них по каждой скважине дебита жидкости и попутного газа, проведение первой ступени сепарации в аппаратах-отстойниках с отбором по самостоятельным каналам с подачей попутного газа в систему промыслового газосбора, а частично дегазированную жидкость - насосной откачкой через печи подогрева, например, огневого,на объект товарной подготовки нефти, где путем обработки реагентом деэмульгатором,дополнительным подогрева, глубокой дегазации и отстоя дополнительный отбор попутного газа и сточной воды, их утилизация, и получение нефти товарного качества в соответствии с требованиями ГОСТа с последующей ее реализацией потребителю Б.Т. Муллаев. Проектирование и оптимизация технологических процессов в добыче нефти (с алгоритмами решения промысловых задач).том. Актау, 2013 г Недостаток известного способа товарной подготовки нефти на промыслах состоит в том, что на нефтегазовых месторождениях, особенно занимающих обширную площадь, процесс их длительной разработки с реализацией традиционной технологии поддержания пластового давления путем закачки воды в продуктивные пласты сопровождается естественным ростом обводненности добываемой продукции вплоть до предела рентабельности разработки месторождения,т.е., к примеру, до 98. Сточная вода, отделяемая на установке товарной подготовки нефти и закачиваемая в продуктивные пласты с целью вытеснения нефти водой,характеризуется повышенным содержание нефтепродуктов. В результате этого со скважин обширной площади месторождения на удаленный объект товарной подготовки нефти, а затем в систему поддержания пластового давления, транспортируются огромные объемы высоко обводненной коррозионно активной жидкости, сопровождающиеся технологическими осложнениями, связанными с ухудшением процесса вытеснения нефти водой из-за повышенного содержания в воде нефтепродуктов, коррозией трубопроводов и нефтепромыслового оборудования,образованием трудно разрушаемых водонефтяных эмульсий (ТРВНЭ) (в связи с их старением,стабилизацией продуктами коррозии, сульфидами железа и др.), нерациональными энергетическими затратами по перевалке огромных объемов жидкости на большие расстояния, ухудшением экологической обстановки на промыслах. На нефтегазовых месторождениях,как отмечалось выше,наряду с применением технологии товарной подготовки нефти,рекомендуется применение технологии предварительного сброса воды непосредственно на 2 промыслах. Технология предварительного сброса воды предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20 и осуществляется, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов,высокоэффективных при умеренных низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти. Размещение объектов предварительного разделения продукции скважин(на ЦППН или на месторождении) должно обосновываться техникоэкономическими расчетами. Нормы технологического проектирования объектов сбора,транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений(ВНТП 3-85). Утверждены Приказом Министерства нефтяной промышленности СССР от 10.01.1986 г. за 32. Рекомендации выше приведенного нормативного документа (ВНТП 3-85) несколько ограничены, так как рекомендуют осуществлять технологический процесс предварительного сброса воды на месторождении, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин. Однако на месторождениях вязкой или высокопарафинистой нефти, теряющей текучесть при плюс 32 С, процесс предварительного сброса воды без дополнительного нагрева реализовать невозможно. Наиболее близким к предполагаемому изобретению является способ подготовки нефти на нефтегазовом месторождении, предусматривающий,наряду с централизованной товарной подготовкой нефти,организацию непосредственно на месторождении предварительную подготовку нефти,включающий добычу из скважин продукции в виде нефтега-зоводяной смеси, подачу ее по выкидным трубопроводам на групповые установки (ГУ),индивидуальный замер на них по каждой скважине дебита жидкости и попутного газа, проведение первой ступени сепарации в аппаратах-отстойниках с отбором по самостоятельным каналам попутного газа, с подачей его в систему промыслового газосбора, и частично дегазированную жидкость, с насосной откачкой ее через печи подогрева,например, огневого, на объекты ее предварительной подготовки, где путем обработки реагентом деэмульгатором, дополнительным подогревом и отстоем производится отбор по самостоятельным каналам попутного газа - с подачей в систему газосбора, сточной воды - в систему технического водоснабжения и поддержания пластового давления с последующей закачкой в продуктивные пласты,частично обезвоженную нефть - на объект ее товарной подготовки, где путем повторной обработки реагентом - деэмульгатором, глубокой дегазацией и отстоем производится отделение попутных газа и воды и их утилизация, и обеспечивается получение нефти товарного качества с последующей ее реализацией потребителю. При этом на объектах предварительной и товарной подготовки нефти используются реагентыдеэмульгаторы одного или разного типа, но при обязательном соблюдении условия их совместимости и получения нефти товарного качества в соответствии с требованиями ГОСТа. У.С. Карабалин, М.И. Курбанбаев, Б.Т. Муллаев, и др. Совершенствование промысловой подготовки нефти на месторождениях с высокой обводненностью продукции(на примере месторождения Узень). Материалы международной научно-практической конференции Современные проблемы нефтегазового комплекса Казахстана,23-25 февраль 2011 г. Актау, 2-й том, с.574-582 Прототип. Недостатком известного способа предварительной и товарной подготовки нефти на нефтегазовом месторождении (прототипа) является то, что на объектах предварительной и товарной подготовки нефти используются реагенты деэмульгаторы без учета зависимости деэмульгирующей способности этих реагентов деэмульгаторов от их типа(водоили нефтерастворимости). Однако, известно, что процесс предварительной и товарной подготовки нефти на промыслах осуществляется с использованием имеющихся на вооружении нефтегазодобывающей отрасли реагентов-деэмульгаторов двух типов нефте- и водорастворимых,которые неоднозначно воздействуют на водонефтяную эмульсию. Сопоставляя действие водо- и нефтерастворимых деэмульгаторов, Р.Э. Нейман пришел к заключению,что разрушение водонефтяной эмульсии является коллоидно-физическим процессом. Поэтому решающую роль играет не химическая структура деэмульгатора, а его коллоидные свойства. Деэмульгатор, адсорбируясь на границе раздела фаз,изменяет смачиваемость природных эмульгаторов и способствуют переводу их с границы раздела в объем нефтяной или водяной фаз. Водорастворимый деэмульгатор,оставаясь в водной фазе,способствует хорошему обезвоживанию нефти, но содержание нефтепродуктов в водной фазе может оказаться высоким, в то время как нефтерастворимый деэмульгатор остается в обеих фазах и предотвращает диспергирование нефти в воде,снижая содержание нефтепродуктов в водной фазе Нейман Р.Э. (ред.) Практикум по коллоидной химии (коллоидная химия латексов и поверхностноактивных веществ). Лабораторными исследования и промысловыми экспериментами, проводимыми с целью изучения характера разрушения водонефтяных эмульсий,установлено, чтопри воздействии на водонефтяную эмульсию нефтерастворимым деэмульгатором обеспечивается выделение из нее воды с пониженным содержанием нефтепродуктовпри воздействии на водонефтяную эмульсию водорастворимым деэмульгатором обеспечивается выделение из нее воды с повышенным содержанием нефтепродуктов. В результате использования в процессах обезвоживания и обессоливания нефти водорастворимых деэмульгаторов сточная вода характеризуется повышенным содержанием нефтепродуктов. Происходит это потому, что водорастворимые реагенты деэмульгаторы способны образовать в сточной воде тонкодисперсную эмульсию нефти, которая не поддается разрушению на существующих очистных сооружениях. В результате использования в процессах обезвоживания и обессоливания нефти нефтерастворимых деэмульгаторов сточная вода характеризуется пониженным содержанием нефтепродуктов. Происходит это потому, что нефтерастворимые деэмульгаторы почти совсем не растворяются в воде, а в нефти образуют истинные или коллоидные растворы. Таким образом, при разрушении водонефтяных эмульсий с использованием реагентов деэмульгаторов, некоторые исследователи считают Левченко Д.Н. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. 1985 г. УДК 665.632 при повышенной обводненности нефти более 55 наиболее эффективно применение так называемых нефтерастворимых реагентов деэмульгаторовпри пониженной обводненности нефти до 55 наиболее эффективно применение так называемых водорастворимых реагентов - деэмульгаторов. Исходя из выше изложенного, нами сделан вывод, что на нефтегазовом месторождении не маловажно определиться, на каких реагентахдеэмульгаторах наиболее эффективнее осуществлять технологический процесс предварительной и товарной подготовки нефти. Решая задачу, на каких реагента-деэмульгаторах наиболее эффективнее осуществлять на нефтегазовом месторождении технологический процесс предварительной и товарной подготовки нефти, принято во внимание, что на объекты предварительной подготовки нефти поступает продукция повышенной обводненности,как правило, от 20 до 98 (до предела рентабельности),а на объекты товарной подготовки нефти поступает продукция,прошедшая предварительную подготовку с частичным сбросом попутной(сточной) воды, т.е. с пониженной обводненностью,как правило, от 20 и ниже. Причем, на объектах предварительной подготовки нефти осуществляется основной сброс попутной (сточной) воды в объеме до 80-95 от общего объема воды, попутно добываемого на нефтегазовом месторождении, а на объекте товарной подготовки нефти сброс попутной(сточной) воды осуществляется соответственно в меньшем объеме, т.е. от 5 до 20 от этого общего объема попутно добываемой воды. Принимая во внимание выше изложенные особенности различного воздействия на водонефтяную эмульсию водо- и нефтерастворимых реагентов-деэмульгаторов,и учитывая,что продукция месторождения, поступающая на объекты предварительной и товарной подготовки нефти, имеет значительную разницу не только в обводненности, но и в объемах сбрасываемой воды,следует принципиально по новому подходить к обоснованному выбору на объектах 3 предварительной и товарной подготовки нефти того или иного типа реаген-та-деэмульгатора (водо- или нефтерастворимого). Естественно, что для повышения эффективности технологического процесса предварительной и товарной подготовки нефти и снижения содержания нефтепродуктов в сточной воде, закачиваемой в продуктивные пласты, необходимо, прежде всего,добиться глубокой очистки от нефтепродуктов сточную воду, сбрасываемую на объектах ее предварительной подготовки, поскольку она именно там в значительном объеме отделяется от нефти. В условиях, когда на том или ином месторождении,наряду с традиционной технологией централизованной товарной подготовки нефти, реализуется технология ее предварительной подготовки с предварительным сбросом воды непосредственно на месторождении,эффективное использование выше отмеченных особых свойств водо- и нефтерастворимых деэмульгаторов представляет большой практический интерес. Как отмечалось выше, на нефтегазовых месторождениях фактическое содержание нефтепродуктов в сточной воде, сбрасываемой, как на объектах предварительной подготовки нефти, так и на объектах ее товарной подготовки, крайне высоко, что ухудшает условия вытеснения нефти из продуктивного пласта и снижает коэффициент извлечения нефти (КИН). Так, например, физико-химические свойства сточной воды,отделяемой на объектах предварительной и товарной подготовки нефти месторождений Узень с Караманды-басом,приведены в табл. 1. Как следует из представленных данных,содержание нефтепродуктов в сточной воде,сбрасываемой с аппаратов установки предварительного сброса воды (УПСВ-2) и с аппаратов центрального пункта подготовки нефти(ЦППН), высоко и не стабильно. Причем,наибольшее содержание нефтепродуктов в сточной воде содержится в случае, когда водо-нефтяная эмульсия обрабатывается реагентомдеэмульгатором водорастворимого типа. Содержание нефтепродуктов в воде,закачиваемой в продуктивные пласты даже с самой высокой проницаемостью, согласно ОСТ 39-225-88 РФ не должно превышать 50 мг/л (табл. 2). Для месторождения Узень,проницаемость продуктивных пластов которого хоть и изменяется в широком диапазоне от 0,001 до 7,3 мкм 2, но в среднем составляет 0,23 мкм 2. Для продуктивных пластов с такой проницаемостью содержание нефтепродуктов в воде,закачиваемой в продуктивные пласты, согласно ОСТ 39-225-88 РФ,допускается до 15 мг/л. В том же случае, когда водонефтяная эмульсия обрабатывается реагентом-деэмульгатором нефтерастворимого типа,содержание нефтепродуктов в сточной воде оказывается значительно меньше (табл. 3). Из представленных данных становится очевидным, что для одного из крупнейших в мире месторождения Узень, а также довольно крупного месторождения Каламкас, находящихся на поздней стадии разработки и характеризующихся значительными недоизвлеченными запасов нефти из наименее проницаемых продуктивных коллекторов,повышение качества закачиваемых вод приобретает первостепенное значение. И экономичные технические решения, направленные на повышение качества сточных вод,закачиваемых в продуктивные пласты, как на этих, так и на других нефтегазовых месторождений РК,будут содействовать успешной реализации требования Правительства РК по увеличению КИН. Сущность предполагаемого изобретения Предполагаемое изобретение реализуется на месторождениях,на которых,наряду с традиционной технологией товарной подготовки нефти на центральном пункте (например, на ЦППН),предусмотрена технология ее предварительной подготовки на установках предварительного сброса воды (УПСВ), осуществляемая непосредственно на месторождении(фиг.1). При определении параметров процесса реализации предполагаемого изобретения принимаются во внимание различия нефтей по плотности, вязкости и температуре застывания. Классификация, принятая по плотности(кг/м 3), предусматривает нефти легкие - при удельном весе менее 870 средние - при удельном весе от 870 до 920 тяжелые - от 920 до 1000 сверхтяжелые - более 1000. Классификация,принятая по вязкости (мПас), предусматривает нефти маловязкие - менее 10 вязкие - 10-100 высоковязкие - более 100. При предварительной и товарной подготовке нефти на том или ином месторождении в обязательном порядке применяются водо- или нефтерастворимые реагенты деэмульгаторы, но при выборе наиболее эффективного из них придается важное значение их способности обеспечивать глубокое обезвоживание нефти, не придавая особого значения при этом немаловажному их свойству по разному снижать содержание нефтепродуктов в выделившейся (сточной) воде. А добиться глубокого снижения содержания нефтепродуктов в сточной воде техническими средствами малоэффективно и затратно. Сущность предполагаемого изобретения заключается в том,что на установках предварительного сброса воды (УПСВ), на которых обводненность нефти составляет от 20 до 98 (т.е. до предела рентабельности), а объем сбрасываемой воды составляет до 80-95 от общего объема воды,добываемой попутно с нефтью на месторождении,процесс предварительного сброса воды предлагается производить с применением нефтерастворимого реагента - деэмульгатора, как обеспечивающего меньшее содержание нефтепродуктов в значительно больших объемах выделившейся воды а на объектах товарной подготовки нефти, на которых обводненность нефти составляет от 5 до 20, а объем сбрасываемой воды так же небольшой и составляет те же от 5 до 20 от общего объема воды, попутно добываемой на месторождении,процесс товарной подготовки нефти предлагается производить с применением как нефтерастворимого,так и водорастворимого реагента -деэмульгатора,при непременном условии их совместимости и достижения экономически эффективного качества товарной нефти в соответствии с требованиями ГОСТа, не опасаясь того, что на центральном пункте товарной подготовки нефти (ЦППН) содержание нефтепродуктов в сточной воде окажется несколько больше, чем на УПСВ, но в значительно меньших объемах выделившейся воды. При этом на объектах предварительной подготовки нефти, на которых обводненность нефти составляет от 20 до 98 (т.е. до предела рентабельности), а объем выделившейся воды составляет до 80-95 от общего объема воды,добываемой на месторождении,осуществляют дозировку нефтерастворимого реагента-деэмульгатора из расчета 50-150 г на 1 т обрабатываемой нефти,поддерживая температуру процесса деэмульсации от 20 до 80 С в зависимости от свойств добываемой нефти, прежде всего ее плотности, вязкости и температуры застывания. При этом для легких нефтей с небольшим содержанием парафинов, смол и асфальтенов (нефти, Поволжья и Сибири) процесс предварительного сброса воды на УПСВ осуществляют без предварительного подогрева с дозировкой реагента-деэмульгатора до 50 г/т для легких и средних нефтей с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов до 45,застывающих при плюс 32 С, какими являются высокопарафинистые нефти,например,месторождений Узень, Карамандыбас, Жетыбай и др. процесс предварительного сброса воды на УПСВ осуществляют при температуре плюс 60 С с дозировкой реагента-деэмульгатора до 100 г/т для средних и тяжелых высоковязких нефтей с высоким содержанием смол и асфальтенов до 25, какими являются нефти,например,месторождений Каламкас (до 2,6-3,8 парафинов, до 19,5 смол, до 5,3 асфальтенов), Каражанбас и др. процесс предварительного сброса воды на УПСВ осуществляют при температуре до 80 С с дозировкой реагента-деэмульгатора до 150 г/т. На объектах же товарной подготовки нефти, на которых обводненность нефти после предварительного сброса воды на УПСВ составляет от 5 до 20, а объем выделившейся воды составляет те же 5-20 от общего объема воды, добываемой на месторождении, на которых не столь важно глубокое снижение содержания нефтепродуктов в небольших объемах сточной воды, но крайне важно успешное решение ответственной задачи получения нефти товарного качества в соответствии с требованиями ГОСТа, технологический процесс товарной подготовки нефти на ЦППН осуществляют по сложившейся оптимальной технологии с примерно теми же параметрами, что и при предварительной подготовке нефти на УПСВ, с возможностью использования как нефте-, так и водорастворимого реагента-деэмульгатора. При этом строго соблюдают условие совместимости реагентов-деэмульгаторов,применяемых на установках предварительной и товарной подготовки нефти,и обеспечивают на установке предварительной подготовки нефти содержание нефтепродуктов в сточной воде в соответствии с требованиями упомянутого ОСТа, а на установке товарной подготовки нефти - получение нефти товарного качества в соответствии с требованиями ГОСТа. Использование наиболее эффективного нефтерастворимого реагента - деэмульгатора на объектах предварительной подготовки нефти(УПСВ) и использование наиболее эффективного водорастворимого или нефтерастворимого реагента - деэмульгатора на центральном пункте товарной подготовки нефти (ЦППН) позволит, при минимальных затратах,обеспечить высокое качество, как товарной нефти, так и основного объема сточной воды (до 90), снизив содержание нефтепродуктов в общем объеме сточной воды до требований ОСТа, улучшив процесс разработки нефтегазовых месторождений и увеличив на них КИН. Ввод реагентов-деэмульгаторов в поток обрабатываемой продукции объектах предварительной и товарной подготовки нефти (на УПСВ и ЦППН) осуществляется перед 1-ой группы отстойной аппаратурой до печей подогрева. Возможен многоточечный ввод реагента, как наиболее эффективный. Рекомендуемые типы и оптимальные дозировки водо- и нефтерастворимых реагентов-деэмульгаторов и температуры технологических процессов предварительной и товарной подготовки нефти, осуществляемых соответственно на УПСВ и ЦППН, вначале определяются результатами проводимых на месторождении сравнительных лабораторных исследований и опытно-промышленных испытаний,путем изучения для различных типов реагентов кинетики разрушения эмульсии и построения кривых кинетики расслоения фаз и содержания нефтепродуктов в сточной воде, а затем периодически уточняются этими же исследованиями. Уточнение типов и оптимальных дозировок водо- и нефтерастворимых реагентовдеэмульгаторов и температур технологического процесса на УПСВ и ЦППН в процессе разработки месторождения периодически уточняются в связи с тем, что устойчивость водонефтяной эмульсии претерпевает изменения по мере естественного роста обводнения добываемой продукции,изменения свойств нефти (подключаются или выбывают на месторождении объекты эксплуатации - горизонты и др.) и попутно добываемых вод (в результате рециркуляции сточных вод, закачиваемых в продуктивные пласты,и обогащения их солями коллектора продуктивного пласта и др.), а также в связи с тем, что в обстановке высокого темпа технического прогресса создаются более эффективные и менее дорогостоящие водо- и нефтерастворимые реагенты-деэмульгаторы,в использовании которых заинтересовано каждое 5 нефтедобывающее предприятие. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. М. Химия. 1976. с.512 Поясним на примере (численном) Пример реализации предполагаемого изобретения проиллюстрируем на одном из крупнейших в мире нефтегазовом месторождении Узень, технологически представляющим единое целое с месторождением Карамандыбас. На этих месторождениях высокопа-рафинистой нефти,наряду с ранее действующим центральным пунктом подготовки нефти (ЦППН), с 2000-2001 гг. введены в эксплуатацию две крупные установки предварительного сброса воды УПСВ-1 и УПСВ-2(см. фиг.1). Это существенно разгрузило систему промыслового сбора и центральный пункт подготовки нефти(ЦППН),обеспечив экономическую эффективность и создав экологически благоприятную обстановку на промыслах (сократился объем водонефтяной эмульсии, переваливаемой по трубопроводам на большие расстояния до ЦППН, а затем сточной воды с ЦППН - в систему ППД для закачки в пласт,снизился коррозионных износ трубопроводов и промыслового оборудования,сократилось количество порывов трубопроводов и др.). На месторождениях Узень с Карамандыбасом,подготовка продукции которых осуществляется на общих объектах предварительной и товарной подготовки нефти, объем добычи жидкости составляет 139 м 3/сут, нефти - 17,8 м 3/сут, попутной воды - 121,2 м 3/сут при обводненности 87,2. Таким образом, общий объем сточной воды,закачиваемой в продуктивные пласты месторождений Узень с Карамандыбасом,составляет 121,2 м 3/сут, из них 90 или 109 м 3/сут отделяется от нефти на объектах предварительной подготовки нефти, т.е. на УПСВ-1 и УПСВ-2, и через систему поддержания пластового давления(ППД) закачивается в продуктивные пласты, а 10 или 12 м 3/сут отделяется от нефти на центральном пункте товарной подготовки нефти (ЦППН), и также через ту же систему поддержания пластового давления (ППД) закачивается в продуктивные пласты. Как отмечалось выше,содержание нефтепродуктов в сточной воде, закачиваемой в продуктивные пласты с проницаемостью в среднем 0,23 мкм 2, согласно ОСТ 39-225-88 РФ, допускается не более 15 мг/л (см. табл. 2). Если на месторождениях Узень с Карамандыбасом при технологии предварительно и товарной подготовки нефти с использованием водорастворимых реагентов-деэмульгаторов содержание нефтепродуктов в сточной воде на выходе из объектов предварительного сброса воды,т.е. на выходе из УПСВ-1 и УПСВ-2, за редким исключением составляет 29 мг/л, а в среднем более 50 мг/л, а на объекте центральной подготовки нефти, т.е. на ЦППН, составляет 60 мг/л, то в общем объеме сточной воды, закачиваемой в продуктивные пласты этих месторождений,содержание нефтепродуктов составляет в среднем те же более 50 мг/л, т.е. совершенно не укладывается в требования ГОСТа. Результаты лабораторных исследований,проведенных на промысловых объектах предварительной и товарной подготовки нефти месторождений Узень с Карамандыбасом, а также на промысловых объектах предварительной и товарной подготовки нефти месторождения Каламкас, позволяют на этих нефтегазовых месторождениях рекомендовать предварительную подготовку нефти на УПСВ осуществлять с использованием нефтерастворимого реагентадеэмульгатора, а товарную подготовку нефти на ЦППН - с использованием как водорастворимого,так и нефтерастворимого реагента-деэмульгатора,при непременном соблюдении условия их совместимости, обеспечивая товарное качество подготавливаемой нефти и низкое содержание нефтепродуктов в сточной воде, закачиваемой в продуктивные пласты,в соответствии с требованиями ГОСТа и ОСТа (см. табл. 3). Согласно представленным данным табл. 3, при осуществлении предварительной подготовки нефти на месторождениях Узень с Карамандыбасом с использованием нефтерастворимого реагентадеэмульгатора содержание нефтепродуктов в сточной воде на выходе из объектов предварительного сброса воды, т.е. на выходе из УПСВ-1 и УПСВ-2, составит 10 мг/л, а на объекте центральной подготовки нефти, т.е. на ЦППН,составит 60 мг/л. При этом в общем объеме сточной воды, закачиваемой в продуктивные пласты этих месторождений,содержание нефтепродуктов составит в среднем 15 мг/л (109101260)/121 15 мг/л), что отвечает требованиям ОСТ а. Предложенный способ подготовки нефти на нефтегазовом месторождении за счет использования нефтерастворимого реагента - деэмульгатора на объектах предварительной подготовки нефти(УПСВ-1 и УПСВ-2) и использования водорастворимого или нефтерастворимого реагента - деэмульгатора на центральном пункте товарной подготовки нефти (ЦППН) позволит обеспечить высокое качество, как товарной нефти,так и основного объема сточной воды (90),сократив содержание в ней нефтепродуктов,улучшив процесс разработки нефтегазовых месторождений и увеличив КИН. При этом на объекте предварительной подготовки нефти, на котором не решается ответственная задача получения нефти товарного качества, но крайне необходимо в огромных объемах сточной воды снижение содержания нефтепродуктов, возможно использование менее эффективного(по показателю глубины обезвоживания) нефтерастворимого реагентадеэмульгатор, а на объекте товарной подготовки нефти, на котором решается ответственная задача получения нефти товарного качества в соответствии с требованиями ГОСТа, возможно использование более эффективного (по показателю глубины обезвоживания) водо- или нефтерастворимого реагента-деэмульгатор, не опасаясь, что в значительно меньшем объеме сточной воды несколько повысится содержание нефтепродуктов. Таблица 1 Физико-химические свойства попутной (сточной) воды на объектах товарной и предварительной подготовки нефти на месторождений Узень с Карамандыбасом УдельКомпонентный состав, мг/л Общая Меха- Останый ниточные жестМинеравес,кость, ческие нефтелизация,г/см 3 НСО 3- О 4-2 ССа 2 2 мг экв/л приме- промг/л си,дукты, мг/л Месторождения Узень с Карамандыбасом (водорастворимый деэмульгатор) Место Дата Время отбора проб отбора отбора УПСВ 2,сброс с УДО УПСВ 2,сброс УДО УПСВ 2,сброс с ОГ-200 УПСВ 2,сброс с ОГ-200 УПСВ 2,перепуск с РВС 3-на РВС 5 УПСВ 2,перепуск с РВС 3 на РВС 5 УПСВ 2,выход на ППД УПСВ 2,выход на ППД Примечание Для определения природы содержащихся в воде мехпримесей, выпадающих в осадок, из пробы воды произведено осаждение осадка. Качественный химический анализ показал, что выделившийся осадок не органического происхождения, не растворяется в бензоле и гексане. Химический анализ показал неорганическую природу мехпримесей, состоящих из 1 - ионов железа (основное вещество) 2 - сульфид ионов 3 - твердых мехпримесей в виде песка. Таблица 2 Допустимое содержание механических примесей и нефти в воде, закачиваемой в продуктивный коллектор с целью поддержания пластового давления Допустимое содержание в мг/л воде. механических нефти примесей до 0,1 вкл. до 3 до 5 свыше 0,1 до 5 до 10 до 0,35 вкл от 6,5 до 2 вкл. до 15 до 15 свыше 0,35 менее 2 до 30 до 30 до 0,6 вкл от 3,5 до 3,6 вкл до 40 до 40 свыше 0,6 менее 3,6 до 50 до 50 Примечание Коэффициент относительной трещиноватости определяется в соответствии с РДС 39-01-041-81 Методика прогнозного определения норм качества сточных вод для внутриконтурного заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа. Содержание механических примесей и нефти в сточной воде. Проницаемость пористой среды коллектора, мкм 2 Коэффициент относительной трещиноватости коллектора Таблица 3 Сравнительные физико-химические свойства попутной (сточной) воды на объектах предварительной и товарной подготовки нефти на месторождениях Узень с Карамандыбасом и Каламкас при использовании водо- и нефтерастворимых деэмульгаторов Место отбора проб-на выходе в систему ППД ОбводКомпонентный состав, мг/л ненУдельОбщая Вреность ный вес Минера жестмя обрасточлизакость,отбо- батывае ной НСО 3- О 4-2 ССа 2 2 ция,мг ра мой воды,мг/л экв/л 3 продуг/см кцииМесторождения Узень с Карамандыбасом,Водорастворимый деэмульгатор Месторождение Каламкас Водорастворимый деэмульгатор ЦППН УПСВ 1 Маслорастворимый деэмульгатор ЦППН УПСВ 1 Примечание попутная вода-вода, попутно добываемая вместе с нефтью сточная вода-вода, отделившая от нефти в процессе отстоя. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ Способ подготовки нефти на нефтегазовом месторождении, включающий добычу из скважин продукции в виде нефтеводогазоводяной смеси,подачу ее по выкидным трубопроводам на групповые установки (ГУ), индивидуальный замер на них по каждой скважине дебита жидкости и попутного газа, проведение первой ступени сепарации в аппаратах-отстойниках с отбором по самостоятельным каналам попутного газа, с подачей его в систему промыслового газосбора, и частично дегазированной жидкости, с насосной откачкой ее через печи подогрева на объекты предварительной подготовки, где производится ее обработка реагентом - деэмульгатором, подогрев и отстой, с последующей подачей выделившегося попутного газа в систему газосбора, сточной воды - в систему поддержания пластового давления, с последующей закачкой в продуктивные пласты, частично обезвоженную нефть - на объект ее товарной подготовки, где путем повторной обработки реагентом - деэмульгатором, глубокой дегазации и отстоя производится дополнительное отделение попутной воды и ее утилизация, и получение нефти товарного качества и ее реализация потребителю,отличающийся тем,что на объектах предварительной подготовки нефти используют нефтерастворимый реагент-деэмульгатор, а на объекте товарной подготовки нефти используют водо-или нефтерастворимый реагент-деэмульгатор,при этом на объектах предварительной подготовки нефти, на которых обводненность нефти составляет 8 от 20до 98 (т.е. до предела рентабельности), а объем выделившейся воды составляет до 80-90 С от общего объема воды,добываемой на месторождении,осуществляют дозировку нефтерастворимого реагента - деэмульгатора из расчета 50-150 г на 1 т отрабатываемой нефти,поддерживая температуру процесса деэмульсации от 20 до 80 С в зависимости от свойств добываемой нефти, прежде всего ее плотности, вязкости и температуры застывания, при этом для легких нефтей с небольшим содержанием парафинов, смол и асфальтенов - процесс предварительного сброса воды осуществляют без предварительного подогрева с дозировкой раегента - деэмульгатора до 50 г/т для легких и средних нефтей с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов до 45,застывающих при плюс 32 С - процесс предварительного сброса воды осуществляют при температуре плюс 60 С с дозировкой реагента деэмульгатора до 100 г/т для средних и тяжелых высоковязких нефтей с высоким содержанием смол и асфальтенов до 25 - процесс предварительного сброса воды осуществляют при температуре до 80 С и дозировкой реагента - деэмульгатора до 150 г/т, а на объектах товарной подготовки нефти, на которых обводненность нефти после предварительного сброса воды составляет от 5 до 20, а объем выделившейся воды составляет те же 5-20 от общего объема воды,добываемой на месторождении, технологический процесс товарной подготовки нефти осуществляют по сложившейся оптимальной технологии с примерно с теми же параметрами процесса, что и при предварительной подготовке нефти, с возможностью использования как нефте-, так и водорастворимого реагентадеэмульгатора.