Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти.

Схема самотечной двухтрубной системы сбора нефти.

1-скв, 2-индивидуальное замерное устройство, 2а-групповые замерные устройства, 3-негерметичные резервуары д/сбора нефти, 4-насосы, 5—сырьевые резервуары, 6-УПН, 7-УПГ.

Негермитизированные системы сбора используются на старых месторождениях и переводятся в наст. Время на герметизированную.

Недостатики данной системы:

1. на начальном этапе начинает выдляться самотечная транспортировка нефти и газа. В этом случае скорость потоков нефти невелика и происходит интенсивное отложение мех. Примесей, солей и парафинов нефтепроводов, уменьшая при этом их сечение.

2. Большие потери от испарения легких фракций достигает до 3 % от общей скорости нефти.

3. самотечные системы трудно поддается автоматизации, тк нет автоматич-х режимов.

4. требует большее кол-во обслуживающего персонала.

Преимущества:

1. сравнительно точное измерение скорости продукции

Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вблизи от берега.

Сущность разработки и эксплуатации морских мест-й эстакадным способом заключается в том, что на разведанной залежи сооружают металлические или железобетонные эстакады с прилегающим им площадками для бурения и эксплуатации скважин сбора и подготовки скважин. Продукции, а также другие производственные объекты. Эстакады бывают 2-х типов:

1. прибрежные расположенные вблизи берега и имеющие с ним подводную связь.

2. открытые морские эстакады расположенные вдали от берега.

1 – эксплуатационные скважины;
2 – выкидные линии; 3 – АГЗУ "Спутник"; 4 – сборный коллектор; 5 – УПВ;
6 – УПН; 7 – автоматизированная замерная установка товарной нефти; 8 – КНС;
9 – нагнетательные скважины; 10 – коллектор товарной нефти; 11 – парк товарных резервуаров; 12 – головная насосная станция; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – сборный газопровод; 16 – дожимная насосная станция (ДНС)

Схема герметизированной системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.

1-экспл скважины, 2- автомат понижающий устьевое давление (АПУП) на нем происходит разделение пот ока газа от жидкости. В и н-ть идет дальше, 3-резервуары для сбора нефтяной эмульсии, 4,8- насосные установки, 5 установка подготовки нефти, 6-автоматизированная замерная установка товарной нефти,7-резервуары для сбора товарной нефти, 9-КНС, 10-нагнетательная скважина, 11-Дожимная компрессорная тсанция, 12- площадки для эксплуатации м/я, 13- техническая площадка, 14-подводный нефтепровод, 15-подводный газопровод.

Температура и рН воды

Можно выделить 3 зоны:

1) рН < 4,3 . Скорость коррозии чрезвычайно быстро возрастает с понижением рН. (Сильнокислая среда).

2) 4,3 < рН < 9-10. Скорость коррозии мало зависит от рН.

3) 9-10 < рН < 13. Скорость коррозии убывает с ростом рН и коррозия практически прекращается при рН = 13. (Сильнощелочная среда).

В первой зоне на катоде протекает реакция разряда ионов водорода и образование молекулярного водорода (реакции 2,3); во второй и третьей зоне - идет реакция образования ионов гидроксила ОН^-- (реакция 4).

Повышение температуры ускоряет анодные и катодные процессы, так как увеличивает скорость движения ионов, а, следовательно, и скорость коррозии.

2. Содержание кислорода в воде

Как было отмечено выше, железо труб подвергается интенсивной коррозии в кислой среде при рН < 4,3 и практически не корродирует при рН > 4,3, если в воде отсутствует растворенный кислород.

Если в воде есть растворенный кислород, то коррозия железа будет идти и в кислой, и в щелочной среде.

3. Парциальное давления СО₂

Огромное влияние на разрушение металла труб коррозией оказывает свободная углекислота (СО₂), содержащаяся в пластовых водах. Известно, что при одинаковом рН коррозия в углекислотной среде протекает более интенсивно, чем в растворах сильных кислот .

На основании исследований установлено, что системы с Р_СО2 £ 0,02 МПа считаются коррозионно-неопасными, при 0,2 ³ Р_СО2 > 0,02 - возможны средние скорости коррозии, а при Р_СО2 > 0,2 МПа - среда является высококоррозивной.

Объяснение влияния СО₂ на коррозионную активность среды связано с формами нахождения СО₂ в водных растворах. Это:

- растворенный газ СО₂;

- недиссоциированные молекулы Н₂СО₃;

- бикарбонат ионы НСО₃^-;

- карбонат-ионы СО₃^2-.

В равновесных условиях соблюдается баланс между всеми формами:

СО₂+Н₂ОÛН₂СО₃ÛН⁺+НСО₃^-Û2Н⁺+ СО₃^2-(7)

СО₂ может влиять по двум причинам:

1. Молекулы Н₂СО₃ непосредственно участвуют в катодном процессе :

H₂CO₃ + e ® Надс + HCO₃^- (8)

2. Катодному восстановлению подвергается бикарбонат-ион:

2НСО₃^- + 2e ® Н₂ + СО₃^2- (9)

3. Н₂СО₃ играет роль буфера и поставляет ионы водорода Н⁺ по мере их расходования в катодной реакции (2):

H₂CO₃ Û H⁺ + HCO₃^-(10)

При взаимодействии Fe²⁺ c НСО₃^- или Н₂СО₃ образуется осадок карбоната железа FeСО₃:

Fe²⁺ + HCO₃^-®FeCO₃ + H⁺ (11)

Fe²⁺ + H₂CO₃® FeCO₃ + 2H⁺ (12)

Все исследователи обращают внимание на огромное влияние продуктов коррозии железа на скорость процесса коррозии.

4FeCO₃ + O₂ ® 2Fe₂O₃ + 4CO₂ (13)

Эти осадки являются полупроницаемыми для коррозионно-агрессивных компонентов среды и замедляют скорость разрушения металла.

Таким образом, можно выделить две характерные особенности действия диоксида углерода.

1. Увеличение выделения водорода на катоде.

2. Образование карбонатно-оксидных пленок на поверхности металла.

4. Минерализация воды

Растворенные в воде соли являются электролитами, поэтому увеличение их концентрации до определенного предела повысит электропроводность среды и, следовательно, ускорит процесс коррозии.

Уменьшение скорости коррозии связано с тем, что:

1) уменьшается растворимость газов, СО₂ и О₂, в воде;

2) возрастает вязкость воды, а, следовательно, затрудняется диффузия, подвод кислорода к поверхности трубы (к катодным участкам, реакция 4).

5. Давление

Повышение давления увеличивает процесс гидролиза солей и увеличивает растворимость СО₂. (Для предсказания последствий - см. пп. 3 и 4).

6. Структурная форма потока

Относительные скорости течения фаз (газа и жидкости) в газожидкостных смесях (ГЖС) в сочетании с их физическими свойствами (плотностью, вязкостью, поверхностным натяжением и т.д.) и размерами и положением в пространстве трубопровода определяют формирующиеся в них структуры двухфазных (многофазных) потоков. Можно выделить семь основных структур: пузырьковая, пробковая, расслоенная, волновая, снарядная, кольцевая и дисперсная.

Каждая структура ГЖС влияет на характер коррозионного процесса.

Вопрос о связи коррозионных процессов в трубопроводах со структурами потоков, транспортируемых по ним ГЖС, всегда интересовал и продолжает интересовать специалистов по коррозии. Имеющаяся информация о связи структур течения ГЖС с коррозией является еще недостаточно полной.

Но тем не менее известно, например, что кольцевая (дисперсно-кольцевая) структура ГЖС снижает интенсивность коррозии трубопровода; снарядная (пробково-диспергированная) может способствовать коррозионно-эрозионному износу трубопровода по нижней образующей трубы на восходящих участках трассы, а расслоенная (плавная расслоенная) - развитию общей и питтинговой корозии в зоне нижней образующей трубы и в, так называемых, "ловушках" жидкости (особенно при выделении соленой воды в отдельную фазу).

1. Биокоррозия, коррозия под действием микроорганизмов.

С этой точки зрения имеют значение сульфат-восстанавливающие анаэробные бактерии (восстанавливают сульфаты до сульфидов), обычно обитающие в сточных водах, нефтяных скважинах и продуктивных горизонтах.

В результате деятельности сульфат-восстанавливающих образуется сероводород Н₂S, который хорошо растворяется в нефти и в дальнейшем взаимодействует с железом, образуя сульфид железа, выпадающий в осадок:

Fe + H₂S ® FeS¯ + H₂ (14)

Под влиянием Н₂S изменяется смачиваемость поверхности металла, поверхность становится гидрофильной, то есть легко смачивается водой, и на поверхности трубопровода образуется тонкий слой электролита, в котором и происходит накопление осадка сульфида железа FeS.

Сульфид железа является стимулятором коррозии, так как участвует в образовании гальванической микропары Fe - FeS, в которой является катодом (то есть разрушаться будет Fe как анод).

Некоторые ионы, например ионы хлора, активируют металлы. Причиной активирующей способности ионов хлора является его высокая адсорбируемость на металле. Хлор-ионы вытесняют пассиваторы с поверхности металла, способствуют растворению пассивирующих пленок и облегчают переход ионов металла в раствор. Особенно большое влияние ионы хлора оказывают на растворение железа, хрома, никеля, нержавеющей стали, алюминия.

Итак, коррозионную агрессивность воды характеризуют природа и количество растворенных солей, рН, жесткость воды, содержание кислых газов.

Степень влияния этих факторов зависит от температуры, давления, структуры потока и количественного соотношения воды и углеводородов в системе.

Способы предупреждения внутренней коррозии трубопроводов подразделяются на технические (механические), химические и технологические.

Назначение сепараторов.

Отделение нефти от газа и воды в различных сепараторах производиться с целью:

1. Получения нефтяного газа, который можно использовать как хим. Сырье или топливо.

2. Уменьшение перемешивания нефтегазового потока и снижение за счет этого гидравлического сопротивления.

3. Уменьшение пенообразования.

4. Уменьшение пульсации Р в трубопроводах при дальнейшей транспортировке нефти к установкам УПН.

Классификация сепараторов.

Сепараторы можно подразделить на следующие категории:

1. По назначению

· Замерные

· Сепарирующие

2. По геометрической форме

· Цилиндрические

· Сферические

3. По положению в пространстве

· Вертикальные

· Горизонтальные

· Наклонные

4. По характеру основных действующих сил

· Гравитационные

· Инерционные

· Центробежные

· Пульсационные

5. По технологическому назначению

· Двухфазные

· Трехфазные

· Сепараторы первой ступени

· Концевые сепараторы (при окончательной разгозир. Нефти перед сдачей в ТП)

· Сепараторы с предварительным отбором газа

6. По рабочему давлению

· Высокого до 6 МПа

· Среднего от 2 до 4 МПа

· Низкого до 0,6 МПа

· Вакуумные

Типовые секции сепаратора.

Нефтегазовые сепараторы любого типа имеют 4 секции:

· Сепарационная секция – служит для выделения из нефти газа. На ее работу большое влияние оказывает конструкция ввода продукции.

· Осадительная секция – происходит дополнительное выделение газа из нефти, которая вышла из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения пузырьков газа нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину движения нефти.

· Секция сбора нефти – занимает нижнее положение в сепараторе. Предназначена для сбора и вывода нефти из сепаратора.

· Каплеуловительная секция – расположена в верхней части сепаратора и служит для улавливания мельчайших капель жидкости уносимых с газом.

I –входит нефтегазовая смесь.

II –выход газа.

III –разгазированная нефть

IV –сброс шлама.

А – Сепарационная секция

Б – Осадительная секция

В –Секция сбора и вывода нефти

Г – Каплеуловительная секция

1 –корпус.2 –раздаточный коллектор.3 –поплавок уровня (уровнемер).4 –наклонные плоскости.5 –дренажная труба.6 – вход нефтегазовой смеси.7 –регулятор Р.8 –перегородка выравнивающая скорость газа.9 –жалюзийный каплеуловитель.10 –люк-лаз.11 – регулятор уровня нефти/ 12 –предохранительный клапан.

Схема ОГ-200

Отстойник с распределительным коллектором типа ОГ-200

1-корпус; 2- перфорированная труба для подачи воды из правой секции в левую; 3- распределительный коллектор с отверстиями для подачи разрушенной эмульсии; 4-отводы с отверстиями; 5- перегородка; 6-исполнительный элемент;7- межфазный уровнемер (поплавок); 8-люк-лаз;9-нефтяная линия;10-предохранительный клапан;11-перфорированный сборный коллектор для нефти;12-стояк для подачи разрушенной эмульсии;13-эмульсионный слой;14-водяная «подушка»

В остойник поступает как правило разрушенная нефтяная эмульсия, но не отдельными потоками нефти и воды, а виде их смеси. Указанная смесь по стояку 12 поступает в распределительный коллектор 3 и в отводы с отверстиями, из которых она должна выходить равномерными струями по всему сечению отстойника.

При выходе струй из распределительного коллектора и отводов режим движения их должен быть ламинарным, чтобы предотвратить возможное образование стойких эмульсий в объеме самого отстойника.

При выходе смеси нефти с водой из распределительного коллектора и отводов происходит одъем капель неяти к верхней образующей отстойника, а вода оседает в дренаж и по перфорированной трубе 2 перетекает в секцию отстойного аппарата. С помощью межфазного попловка 7 и исполнительного механизма 6 вода сбрасывается за пределы отстойника.

При подъеме капелек нефти через водяную «подушку» 14 на границе раздела фаз образуется, как правило, эмульсионный слой 13, который постепенно растет по высоте и трудно поддается разрушению при воздействии на него даже ПАВ. Увеличение по высоте эмульсионного слоя часто является основной причиной нечеткой работы межфазного поплавкового механизма и повышенного попадания капелек нефти в сточную воду.

Скопившаяся в верхней части отстойника чистая нефть по перфорированному сборному коллектору 11 и нефтяной линии 9 выводится за пределы отстойника в концевой сепаратор. Описанный отстойник широко применяется на промыслах, в 1977 г. Был подвергнут исследованиям на пропускную способность бригадой сотрудников из ВНИИСПТнефть и других организаций.

Электродегидраторы

Электродегп.драторы применяют для глубокого обессоливания средних и тяжелых нефтей. Для этого такие нефти в специальных смесителях интенсивно перемешивают с пресной горячей водой и эту смесь через маточник, а затем водяную «подушку» вводят

в межэлектродное пространство электродегидратора.

Электродегпдраторы устанавливают после блочных печей нагрева БН-5,4 (или других нагревателей) и после отстойников (см. рис. 80, 17).

Опыт работы отечественных и зарубежных электрообессоливающих установок (ЭЛОУ) показал, что наиболее эффективными и экономичными являются горизонтальные электродегидраторы.

Рис.. Электродегидратор типа 1ЭГ-160 с вводом эмульсии под водяную подушку:

/ и 2 — электроды; 3 — раздаточный коллектор (маточник)

В настоящее время разработаны две конструкции типовых горизонтальных электродегидраторов: 1ЭГ-160 и 2ЭГ-160/3, отличающихся лишь количеством электродов. Первый электродегидратор, представленный на рис. 84, имеет два электрода. Второй электродегидратор имеет три электрода. Как в первом, так и во втором аппарате электроды подвешены горизонтально друг над другом, имеют форму прямоугольных рам, занимающих все продольное сечение электродегидратора.

Эмульсия подается в электродегидратор через маточник 3, обеспечивающий равномерное поступление ее по всему горизонтальному сечению аппарата. В горизонтальных электродегндра-торах нефтяная эмульсия проходит через три зоны обработки. В первой зоне эмульсия проходит слой отстоявшейся воды, уровень которой поддерживается автоматически на 20—30 см выше маточника. В этой зоне нефтяная эмульсия подвергается водной промывке, в результате которой она теряет основную массу пластовой воды. Затем эмульсию, поднимающуюся в вертикальном направлении с небольшой скоростью, последовательно обрабатывают сначала в зоне электрическим полем слабой напряженности между уровнем отстоявшейся соды и нижним электродом 2, а затем в зоне сильной напряженности между обоими электродами 2 и 1.

Равномерность поступления эмульсии по всему горизонтальному сечению аппарата при движении потока вертикально вверх и ступенчатое повышение напряженности электрического поля между электродами 2 и 1 от нуля до максимальной величины позволяют в данном электродегндраторе эффективно обрабатывать нефтяную эмульсию любой обводненности. При этом не создается опасения замыкания электродов и достигается высокая степень обезвоживания и обессоливания нефти.

В настоящее время для обессоливания тяжелых и особенно высокопарафинистых нефтей широкое применение находят за рубежом электростатические дегидраторы. Особенное распространение эти аппараты получают там, где отсутствует пресная вода, добавляемая при обессоливании к нефти.

Сущность работы электростатических дегидраторов очень проста и сводится к созданию тем или иным способом статического заряда под высоким напряжением на электродах-диэлектриках, помещенных в обводненную нефть, или пузырьках газа, поднимающихся в этой нефти.

Статические заряды диэлектриков и пузырьков газа взаимодействуют с полярными каплями воды, в результате чего последние коалесцируют между собой и выпадают в дренаж на дно сосуда.

Электродегидраторы

Электродегидраторы бывают 3-ех типов: вертикальные, шаровые и горизонтальные. В нефтеподготовке используются горизонтальные.

1-электроды; 2-коллекторы для подачи нефтяной эмульсии; 1-нефтяная эмульсия; 11-нефть; 111-вода.

Схемы совмещенных аппаратов

Трехфазный сепаратор

1-эмульсия; 11-нефть; 111-вода;1V-газ; 1-корпус; 2-сепарационная секция; 3-перегородка;4-коллектор для перетока нефтяной эмульсии из сепарационной секции;5-коллектор для сбора нефти; 6-секция отстоя;

Трехфазный сепаратор с подогревателем

1-нефтегазоводная смесь; 11-нефть; 111-вода;1V-газ; V-газ для горелки;

1-корпус;2-жаровая труба;3-горелка;4-газосборник;5-коллектор для подачи нефтегазовой смеси; 6-гидрозатвор;7-перегородка;8-коллектор для подачи эмульсии из секции нагрева;9-коллектор для сбора нефти

Стабилизация нефти.

Стабилизация нефти осуществляется в соответствии с требованиями стандарта на подготовку, для получения нефти с давлением насыщения паров ниже предельного (которое определяется стандартом). Стабилизация нефти осуществляется в узле стабилизационной установки комплексной подготовки нефти (УКПН). Принципиальная схема:

12-блок нагрева обезвоживания и обессоливания, 26-горячая товарная нефть после узла обессоливания и обезвоживания, 27-стабилизационная колонна (120-320⁰ С), 28-узел нагрева, 29-дренаж, 30-узел отбора конденсата (ШФЛУ), 31-стабилизированная нефть, 32-холодильник, 33-товарный парк, 34-стабилизированная нефть к потребителю, 35-сепаратор, 36-насос, 37-ШФЛУ потребителю (в продуктопровод), 38-ШФЛУ на орошение, 39-газ на факел (или на местные нужды), 40-холодильник, 41-узел орошения.

Работа: горячая нефть после узла обессоливания и обезвоживания нагревается в нижней части (27) от 120 до 370⁰ в зависимости от фракционного состава. Стабилизированная нефть направляется в товарный парк. Испарившиеся легкие фракции поднимаются в верхнюю часть стабилизационной колонны, на встречу им подается холодный конденсат, скондинсированные ШФЛУ направляются в сепаратор (35), после чего в продуктопровод (37), а часть через холодильник (40) на орошение в стабилизационную колонну (41).

Абсорбционная осушка газа

Абсорбционная осушка газа применяется для извлечения из газа водяных паров и тяжелых углеводородов. Для осушки газа в качестве абсорбента используются гликоли, а для извлечения тяжелых углеводородов - углеводородные жидкости. Абсорбенты, применяемые для осушки газа, должны обладать высокой взаиморастворимостью с водой, простотой и стабильностью при регенерации, низкой вязкостью при температуре контакта, низкой коррозионной способностью, не образовывать пен или эмульсий.

Процесс абсорбции осуществляется в вертикальном цилиндрическом сосуде-абсорбере. Газ и абсорбент контактируют на тарелках, смонтированных внутри аппарата, перемещаясь противотоком: газ поднимается снизу вверх, а абсорбент стекает сверху вниз. Абсорбент по мере своего движения насыщается поглощаемыми им компонентами или влагой и через низ колонны подается на регенерацию. С верха колонны уходит осушенный газ. Эффективность абсорбции зависит от температуры и давления, числа тарелок в абсорбере, количества и качества абсорбента.

В настоящее время практически на большинстве промыслов осушка газа производится жидкими поглотителями [64].

Для абсорбционной осушки газа применяют в основном ди-этиленгликоли (ДЭГ) и триэтиленгликоли (ТЭГ); при осушке впрыском в качестве ингибитора гидратообразования используется этиленгликоль (ЭГ).

Технологическая схема осушки газа жидкими поглотителями представлена на рис.

Газ, освобожденный от капельной влаги в нижней скрубберной секции абсорбера, осушается раствором гликоля. Осушенный газ проходит верхнюю скрубберную секцию, где от него отделяются капли унесенного раствора гликоля, и поступает в газопровод,

Насыщенный влагой раствор гликоля подвергается регенерации в десорбере.

Рис.. Принципиальная технологическая схема осушки газа жидкими поглотителями.

1 - абсорбер; 2 — выветриватель; 3 — отпарная колонна (десорбер); 4 — теплообменник;

5 - кипятильник; 6 - холодильник; 7 — промежуточная емкость; 8 — насос. Потоки: I - сырой газ; II - осушенный газ; III - газы выветривания; IV - водяной пар; V - регенерированный абсорбент; VI - свежий абсорбент, VII — газовый конденсат.

В промышленности приходится иметь дело с водными растворами гликолей. На рис. а, б представлены графики зависимости точки росы осушенного газа от концентрации растворов ДЭГ и ТЭГ и температуры контакта.

Рис.. Зависимость точки росы осушенного газа от температуры контакта и концентрации растворов гликолей: а-ТЭГ; б —ДЭГ.

Адсорбционная осушка газа

Адсорбционная осушка газа применяется для получения низкой «точки росы» (-20-30°С), которая необходима при транспорте газа в северных районах страны. Одним из важных преимуществ адсорбции является то, что не требуется предварительной осушки газа, так как твердые адсорбенты, наряду с жидкими углеводородами, хорошо адсорбируют и влагу. В качестве адсорбента используют твердые пористые вещества, обладающие большой удельной поверхностью.

Сущность адсорбции состоит в концентрировании вещества на поверхности или в объеме микропор твердого тела.

Для осушки газа на промышленных установках применяются силикагель (наиболее распространенный осушитель), алюмогель, активированный боксит (флорид) и молекулярные сита [64],

Установки адсорбционной осушки имеют 2-4 адсорбера. Полный цикл процесса осушки твердыми поглотителями состоит из трех последовательных стадий: адсорбции продолжительностью 12-20 ч; регенерации адсорбента в течение 4-6 ч и охлаждения адсорбента в течение 1-2 ч. Технологическая схема осушки газа представлена на рис.

Рис.. Технологическая схема осушки газа твердыми поглотителями. 1 — сепаратор; 2 и 7 - слив воды; 3 — нагреватель; 4 и 5 - адсорберы; 6 - сепаратор; 8 - теплообменник. Потоки: I - влажный газ; II - осушенный газ; III - обводная линия.

Газ после сепаратора, где происходит его очистка от механических примесей, капельной влаги и жидких углеводородов, поступает в адсорбер с регенерированным осушителем. Адсорбент поглощает влагу, содержащуюся в газе, после чего очищенный газ из аддсорбента направляется в магистральный газопровод. Часть сырого отсепарированного газа подается в подогреватель, а затем - в адсорбер с увлажненным осушителем для регенерации. Горячий газ 'после регенерации осушителя охлаждают и направляют в сепаратор для отделения влаги, удаленной из осушителя и выделившейся ' при охлаждении газа. После отделения влаги газ смешивается с основным потоком сырого газа и поступает на осушку. Охлаждение адсорбента осуществляют холодным осушенным газом. В установках с адсорбционным процессом достигается весьма низкая точка росы (-40°С и ниже).

Требования, предъявляемые к нефти.

По степени подготовки нефть разделяют на группы1-3

Если по одному из показателей нефть относиться к группе с меньшим номером, а по другому с большим, то нефть признают соответствующей группе с большим номером.

Наименование показателя

Норма для нефти

Содержание воды, %, не более	0,5	1	1
Солей, мг/дм³, не более	100	300	900
Мех. примесей, %, не более	0,05	0,05	0,05
Давление насыщенных паров, кПА, не более	66,7	66,7	66,7
Содержание хлорорганических соединений, млн.^-1 (ppm)	Не нормируется. Определение обязательно.

Требования, предъявляемые к воде в ППД.

К пластовым сточным водам, подлежащим закачке в продуктивные пласты, предъявляются следующие основные требования:

1- Стабильность химического состава закачиваемой воды

2- повышенная нефтевымывающая способность

3-вода не должна вызывать быстрого снижения приемистости нагнетательных скважин

4- не должна быть коррозионно активной

5-затраты на очистку и подготовку воды должны быть минимальными

Пригодность воды, подлежащей нагнетанию в пласт, обычно определяют в лабораторных условиях путем фильтрации ее через естественные керны. Вода считается пригодной, если проницаемость естественного керна остается постоянной.

Стабильность химического состава пластовой сточной воды.

Это значит, что в подготовленной для нагнетания воде при хранении и перекачке не должны образовываться твердые взвешенные частицы за счет химических реакций.

Повышенная нефтевымывающая способность. Закачиваемая в пласт вода должна обладать достаточной нефтевымывающей способностью, обеспечивающей при заводнении не менее 60% добычи от балансовых запасов нефти. На увеличение коэффициента нефтеотдачи продуктивных горизонтов при их заводнении существенно влияют ПАВ, которые содержаться в пластовой сточной воде. Вода, содержащая ПАВ, обладает низким поверхностным натяжением на границе с нефтью и значительно эффективнее смачивает породы продуктивных пластов, т.е. она более полно отмывает нефть, удерживаемую на поверхности поровых каналов под действием капиллярных и адгезионных сил. Значительная часть ПАВ, содержащихся в воде, адсорбируется на поверхности пород, поэтому добавку ПАВ к воде целесообразно применять при внутриконтурном заводнении пластов с небольшим содержанием воды, в результате чего концентрация ПАВ на поверхности капилляров увеличивается, что ведет к повышению нефтеотдачи.

Вода не должна вызывать быстрого снижения приемистости нагнетательных скважин. Для поддержания приемистости нагнетательных скважин на определенном уровне содержание механических примесей и количество нефти в пластовой сточной воде, заканчиваемой в продуктивные пласты, должно быть строго нормировано для каждого месторождения

Коррозия оборудования и трубопроводов при закачке пластовой сточной воды в пласт. Коррозия трубопроводов и оборудования системы заводнения наносит ежегодно огромный материальный ущерб нефтяной промышленности. Материальный ущерб от агрессивного действия пластовых сточных вод обуславливается не только потерей металла и авариями, но и снижением приемистости нагнетательных скважин при закачке в них вод с продуктами коррозии.

Затраты на очистку и подготовку воды должны быть минимальными. Ассигнования, направляемые на создание систем ППД, в общем объеме нефтепромыслового строительства с каждым годом растут и составляли: в 1965 г.—5,7%, в 1967 г. — 10,7%, в 1970 г. — 14%, в 1975 г. — 18%. Приблизительно третья часть этих ассигнований расходуется на сооружение установок подготовки воды (УПВ), занимающих, как правило, большие площади и требующих больших расходов железобетона и металла.

Для месторождений, где 85% поверхности занято водой (Самот-лор и др.), исключительно важной является проблема сокращения площади под УПВ. Опыт показывает [7, 14, 15], что самой эффективной очисткой пластовой сточной воды от капелек нефти и механических примесей является закрытая напорная установка подготовки воды.

Нормы качества сточной воды для закачки в продуктивные пласты

Вид коллектора	Допустимое содержание в воде, мг/л
Вид коллектора	нефти	мехпримесей	железа
Пористо-трещиноватый и трещиноватый	25	30	2
Слаботрещиноватый	15	10	1
Гранулярный	1	2	0,5