Методы борьбы с эмульсиями в скважине

Обновлено: 19.05.2024

Удаление жидкости из скважины

Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется:

- эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы,

- отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или фонтанные трубы,

- с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.

Периодическое удаление жидкости можно осуществить:

- остановкой скважины для поглощения жидкости пластом,

- продувкой скважины в атмосферу через сифонные или фонтанные трубы

- закачкой ПАВ (поверхностно-активных веществ — пенообразователей) на забой скважины.

Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину.

8.3 Эксплуатация скважин при пескопроявлении

Разрушение скелета породы и вынос частиц породы на забой обусловлены превышением гра диентов давления в призабойной зоне над допустимыми . Накопление на забое песчаной пробки уменьшает дебит скважины и может привести к различным нарушениям, например к при хвату фонтанных труб.

Борьба с образованием песчаных пробок в газовых скважинах может проводиться

- путем ограничения отбора газа;

- выносом песка, поступающего на забой, через ствол скважины на поверхность;

- периодическим удалением песчаных пробок различными методами;

- применением забойных фильтров различной конструкции

- креплением призабойной зоны различными це ментирующими составами.

В этих условиях необходимо применение различных фильтров, предупреждающих поступление песка в скважину. Наибольшее распространение получили фильтры с круглыми отверстиями диаметром 1,5—2,0 мм, изготовленные из обсадных труб. Применяются также щелевые, проволочные и другие фильтры. На газовых скважинах подземных газохранилищ используют гравийные фильтры, которые не только предотвращают поступление песка в скважину, но и создают вокруг забоя зону высокой проницаемости и укрепляют его стенки.

Для укрепления призабойной зоны в рыхлых слабосцементи рованных породах используют фенолформальдегидные, карба мидные и другие смолы, а также фенолспирты. Для укрепления призабойной зоны применяют также цемент ные или цементно-песчаные растворы.

Для удаления песчаной пробки с забоя скважины применяют прямую или обратную промывку. Прямую промывку осуществляют для разрушения и выноса на поверхность плот ных пробок. При этом промывочная жидкость нагнетается в фон танные трубы, а породы выносятся через межтрубное пространство.

При обратной промывке промывочная жидкость поступает в межтрубное пространство и поднимается на поверх ность по фонтанным трубам. При этом скорость восходящего по тока жидкости намного больше, чем при прямой промывке, так как площадь сечения фонтанных труб меньше, чем площадь по перечного - сечения межтрубного пространства. Необходимое условие для выноса твердых частиц на поверхность — превышение скорости восходящего потока жидкости над скоростью падения частиц, песка в жидкости, находящейся в покое.

8.4 Борьба с гидратообразованием в скважинах

При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления, происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутан) при взаимодействии с водой способны образовывать неустойчивые твердые кристаллические вещества, называемые гидратами.

Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных и регулирующих приборов. Очень часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудования, особенно при низких температурах окружающей среды.

Методы борьбы с гидратами могут быть как предупреждающими, так и разрушающими уже образовавшихся гидратов. Для разрушения образовавшихся гидратов в трубопроводе отключают участок газопровода, где образовались гидраты и через продувочные свечи выпускают газ в атмосферу, при этом давление в газопроводе падает и гидрат разлагается. Недостатком этого метода является медленное разложение гидрата. Он не рекомендуется при отрицательных температурах, так как образовавшаяся вода при отрицательных температурах превращается в ледяную пробку, которую можно удалить только нагревом.

Подогрев газа предотвращает образование гидратов, но эффективен только в пределах промысла, так как газ при движении по трубопроводам быстро охлаждается. Для сохранения теплоты в некоторых случаях теплоизолируют газопроводы.

При введении в газопроводы ПАВ предотвращают прилипание (адгезию) кристаллов гидратов к стенкам труб из-за образования на кристаллах пленки, при этом кристаллы транспортируются с потоком газа.

Для предотвращения гидратообразования применяется осушка газа перед подачей его в газопровод при помощи одного из существующих методов.

Самым эффективным методом для предупреждения и ликвидации образовавшихся гидратов является подача в газопроводы различных ингибиторов гидратообразования.

В качестве ингибиторов применяют спирты, электролиты и их смеси - метиловый спирт (метанол), гликоли (этиленгликоль ЭГ, диэтиленгликоль ДЭГ, триэтиленгликоль ТЭГ, хлористый кальций Са Cl ₂ ).

На месторождениях для борьбы с гидратами наиболее широко применяют метанол - СН₃ОН - являющийся понизителем точки замерзания паров воды. Метанол вместе с парами воды, насыщающей газ, образует спиртоводные растворы, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количество водяных паров, содержащихся в газе, при этом уменьшается, точка росы понижается и, следовательно, опасность выпадения гидратов становится значительно меньше. Метанол - дешев и недефицитен. Он растворим в спиртах, с водой смешивается в любых соотношениях, в смеси с воздухом образует взрывоопасную смесь. Температура замерзания метанола - минус 97,1 0 С , плотность 791 –793 кг/м 3 . Метанол и его пары весьма токсичны, поэтому при работе с метанолом следует особое внимание уделять правилам безопасной работы.

Метанол - сильный яд, действующий на нервную и сосудистую системы, способен накапливаться в организме. При отравлении метанолом поражаются зрительный нерв и сетчатка глаз. 5- 10 грамм вызывают отравление при попадании внутрь 30 г - смертельны. При вдыхании паров метанола возможны обмороки, тошнота, опьянение, ослабление зрения. Попадание в организм может происходить и через кожу. Пары этиленгликоля токсичны, но малолетучи, поэтому острых отравлений не бывает, но возможны хронические заболевания органов дыхания.

Расход ингибитора гидратообразования зависит от количества влаги в газе и количества конечного влагосодержания, при котором гидраты не образуются, а также от концентрации вводимого и отработанного ингибитора.

Борьба с осложнениями: водонефтяные эмульсии

В работе представлено исследование по выявлению причин образования эмульсий промежуточного слоя на месторождениях Восточной Сибири, добывающих особо легкую нефть с низким содержанием природных эмульгаторов, и предложены методы разрушения этих эмульсий, исходя из их состава и природы.

Одним из осложнений в процессе добычи нефти является образование трудно разрушаемых водно-нефтяных эмульсий (ВНЭ), так называемого промежуточного слоя.

Промежуточным слоем (промслоем) принято назвать отдельную фазу, выделяемую при центрифугировании ВНЭ и занимающую промежуточное положение между нефтью и подтоварной водой. Его наличие фиксируется как в пробах из скважин фонда, так и в аппаратах установки подготовки нефти.

Образование стойкой ВНЭ на устье скважины влечет за собой экономические потери, связанные с ее балластовой перекачкой, а присутствие и накопление промслоя в аппаратах установки подготовки нефти (УПН), резервуарах, приводит к срыву подготовки нефти до необходимой группы качества. Всё это ведёт за собой более серьёзные риски и экономические затраты на переподготовку.

Формирование такой эмульсии (рис. 1) влечет за собой также засорение технологических насосов, утилизацию большого количества некондиционной жидкости. Накапливающийся в аппаратах УПН промежуточный слой зачастую просто сбрасывают в канализацию, откуда через очистные сооружения перепускают на нефтешламовую установку или вывозятся автоцистернами.

Рисунок 1 – Примеры стойких ВНЭ и промежуточных слоев на объектах добычи нефти.

Изучение природы промежуточного слоя и разработка методов предотвращения его образования или разрушения является актуальной задачей для добывающих предприятий, т.к. это позволит увеличить объем подготовленной товарной нефти, при этом сократив финансовые потери, связанные с утилизацией некондиционной нефти, ее переподготовкой и дополнительными затратами на очистку оборудования от накопленной ВНЭ.

С образованием стойкой эмульсии промежуточного слоя столкнулись на некоторых месторождениях Красноярского края, например, Юрубчено-Тохомском и Куюмбинском.

Юрубчено-Тохомское - крупное нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) в России. Нефтегазоносность связана с карбонатными и терригенными (песчаники) отложениями вендского и рифейского возрастов. В среднем в настоящее время добыча углеводородов на Юрубчено-Тохомском составиляет около 5,8 млн б.н.э. в сутки.

Куюмбинское НГКМ относится к Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления (ЮТЗ) и приурочено к природному резервуару в рифейских доломитовых породах-коллекторах. По состоянию на 2019 год числящиеся на балансе предприятия начальные извлекаемые запасы нефти составляют 487,7 млн тонн. На январь 2019 г. эксплуатационный добывающий фонд составил 72 скважины [1,2].

Традиционно в качестве основных факторов возникновения и стабилизации ВНЭ на промыслах указывают:

химический состав нефти (содержание смол и асфальтенов, и их соотношение);

высокая минерализация пластовой воды, в особенности хлорид-анионов, кальция, натрия;

кислотные обработки, рН пластовой воды;

механизированный способ добычи нефти;

использование буровых растворов на нефтяной основе, содержащих эмульгаторы и/или стабилизаторы эмульсии;

высокое содержание механических примесей, в особенности сульфида железа.

В то же время, нефть рассматриваемых месторождений относится к 1 группе, 1 классу (малосернистая), особо легкая (плотность при 20 о С около 820 кг/м 3 ). Нефти практически не содержат асфальтенов (не более 0,2% масс. для нефти Юрубчено-Тохомского НГКМ, и не более 0,5% для нефти Куюмбинского НГКМ), содержание смол, в среднем, составляет не более 5% для нефти Юрубчено-Тохомского НГКМ и до 13% для нефти Куюмбинского НГКМ. Пластовая вода Куюмбинского месторождения относится к категории хлор-натриевого типа средней минерализации 250-380 г/л, Юрубчено-Тохомского – к хлор-кальциевому типу со средней минерализацией 200-300 г/л.

Проявления промежуточного слоя наблюдается на скважинах как с механизированным, так и с фонтанным способом добычи, на которых проводились и не проводились кислотные обработки. Кислотные обработки проводятся с использованием различных химических реагентов.

Таким образом, маловероятно, что свойства пластовых флюидов и способ добычи нефти являются ключевой причиной образования стойких ВНЭ. Для того чтобы выявить факторы появления промслоя на этих объектах добычи нефти, были проведены работы по анализу состава и установлению происхождения его компонентов.

Исследование природы стойкой эмульсии промежуточного слоя

Объектами данного исследования являлись промежуточный слой, нефть и вода Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений.

Промежуточный слой представляет собой геле- или хлопьеобразный осадок от буро-коричневого до черного цвета, который выделяется на границе раздела фаз нефть-вода в продукции скважин.

На рисунке 2 показан внешний вид промежуточного слоя, в том числе при 10-кратном увеличении оптическим микроскопом.

Рисунок 2 – Промежуточный слой Юрубчено-Тохомского (а) и Куюмбинского (б) месторождений.

Преимущественно промежуточный слой является множественной эмульсией, которая дополнительно стабилизирована дисперсной фазой. На увеличенных изображениях видно, что в пробах промслоя с Куюмбинского НГКМ также присутствуют глобулы нефти и гелеобразной субстанции неправильной формы, отсутствуют явные границы раздела фаз, так же видны вкрапления механических примесей.

Для оперативного выделения промежуточного слоя применяется метод центрифугирования. В центрифужные пробирки наливают половину объема толуола, добавляют ВНЭ до полного объема пробирки и интенсивно перемешивают. Добавляют деэмульгатор, вновь перемешивают пробирки и помещают в лабораторную центрифугу. Пробы центрифугируют в течение 3-5 минут с частотой вращения 2000 об/мин.

По окончании центрифугирования измеряют количество разделившихся фаз: нижний слой на дне пробирки – механические примеси (если присутствуют), далее водный слой, затем слой ВНЭ, находящийся между водяным и нефтяным слоями. Окончательное количество содержания прослоя получают умножением на два (с учетом разбавления проб ВНЭ толуолом) измеренного в центрифужных пробирках объема промслоя, деленного на объем заполнения пробирок.

Рисунок 3 – Промежуточный слой после центрифугирования нефти с трехфазного сепаратора УПН Куюмбинского месторождения.

Визуально видно, что в составе промежуточного слоя содержится некая гетерофаза, стабилизирующая водно-нефтяную эмульсию. В большей степени ее удавалось выделять из проб с Куюмбинского месторождения.

Отделившийся слой нефти (верхний) сливали, а оставшийся промежуточный слой внизу пробирки промывали слабым раствором соляной кислоты до обесцвечивания желтого окрашивания (рис. 4). При обработке промежуточного слоя соляной кислотой происходило активное выделение пузырьков газа с запахом сероводорода. Далее производили двукратную промывку толуолом выделившегося геля, повторное центрифугирование и дальнейшую сушку образца на воздухе.

Рисунок 4 – Пробы промежуточного слоя после обработки: а – соляной кислотой, б – толуолом и центрифугирования, в – двухкратной обработки толуолом и центрифугирования.

В пробах Юрубчено-Тохомского месторождения выделить показанный на рисунке 4 порошок удавалось только в следовых количествах в виде взвеси.

Для выявления химического состава порошка из промежуточного слоя его подвергали растворению в различных химических растворителях. Растворение порошка происходило в метаноле и ацетоне, а при растворении в избытке толуола образовывался гелеобразный студень, и выделялось три фазы – толуол, вода и порошок. Из чего можно сделать предположение, что «гель» является набухающим полимерным материалом, растворимым в полярных апротонных растворителях.

Порошок высушивали на воздухе и подвергали элементному CHNSO-анализу. Результаты представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Результаты элементного элементного CHNSO-анализа компонентов промежуточного слоя Куюмбинского месторождения.

Содержание на беззольную пробу, % масс.

Рисунок 5 – Образцы золы промежуточного слоя.

Для выявления причин появления показанных ранее компонентов промежуточного слоя в продукции скважин, были проанализированы технологические процессы добычи нефти на рассматриваемых месторождениях.

Как говорилось ранее, оба предприятия используют как механизированный, так и фонтанный способы добычи, причем проявления промежуточного слоя наблюдается на скважинах и того, и другого фондов.

Кислотная обработка для стимулирования притока является традиционным приемом повышения продуктивности добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин. Механизм процесса кислотных обработок заключается в создании новых каналов, увеличении радиуса активного дренирования пласта за счет частичного растворения скелета породы, очистки поровых каналов от отложений АСПО, механических загрязнений и глинистых частиц. Солянокислотные обработки проводятся на обоих месторождениях с использованием совместимых с пластовыми флюидами реагентов.

На Юрубчено-Тохомском месторождении проводится солянокислотная обработка призабойной зоны пласта с использованием самооткланяющегося кислотного состава на основе реагента «Катол 40». Т.е. на Юрубчено-Тохомском месторождении используется технология, предусматривающая образование вязкоупругого геля [3]. На Куюмбинском НГКМ применяются другие составы, но при проведении испытаний на совместимость этих составов с нефтью в различных соотношениях не было обнаружено образование эмульсий, выпадения осадка и помутнений.

Аналогично совместимыми являются используемые на месторождениях ингибиторы солеотложений.

Буровые растворы представляют собой сложную смесь различных веществ с водной или углеводородной дисперсионной средой. Были рассмотрены подробно компоненты буровых растворов. Обычно для получения устойчивой эмульсии используют эмульгатор растворимый в среде, с которой необходимо совместить не растворимое в этой среде вещество. Например, талловое масло, а также продукты его взаимодействия с диэтаноламином являются нефтерастворимыми веществами, это обуславливает их способность стабилизировать эмульсию типа вода в нефти. Диэтаноламин, напротив, плохо растворим в нефти и хорошо растворим в воде, что делает его стабилизатором эмульсий типа нефть в воде. Ксантановая смола за счет своей способности образовывать гель в водной фазе стабилизирует эмульсию типа нефть в воде. Основными компонентами, способными стабилизировать эмульсию, являются анионные нефтерастворимые ПАВ, неионогенные водорастворимые и нефтерастворимые ПАВ, а также бентонит, набухающий нефтяной фазе.

Оба месторождения расположены на западе Сибирской платформы. По характеру преобладающих пустот коллекторы месторождений относятся к трещинному и каверново-трещинному типу. Матрица пород плотная, практически непористая и непроницаемая, пустотное пространство образовано трещинами, пустотами выщелачивания по трещинам и собственно кавернам 4.

При бурении ряда скважин на Куюмбинском НГКМ было вскрыто катастрофическое поглощение бурового раствора практически сразу после начала бурения, после чего переходили с бурового раствора на техническую воду и продолжали бурить без выхода циркуляции с минимальным расходом промывочной жидкости [2].

Уже на первоочередном участке разработки Юрубчено-Тохомского НГКМ при бурении были зафиксированы провалы на горизонтальных скважинах, что свидетельствует о вскрытии аномального коллектора с параметрами проницаемости, значительно превышающими стандартные значения. Только две трети скважин были пробурены до проектного забоя в связи с невозможностью дальнейшего бурения из-за катастрофических поглощений бурового раствора.

Различия в составах буровых растворов, применяемых на Юрубчено-Тохомском и Куюмбинском месторождениях, в частности в содержании в них органофильной глины, подтверждается различием в количестве выделяемого из промежуточного слоя порошка.

Так, на Юрубчено-Тохомском месторождении используется буровой раствор на нефтяной основе, содержащий компонент VG-PLUS, представляющий собой Бис(гидрированный таловый алкил) метилметанбензоламмонийхлорид бентонит (ГТАМХ-бентонит) и диоксид кремния.

На Куюмбинском НГКМ используется глинистый буровой раствор, в основе которого компонент МЕКС-БП 31 – органофильная глина, бентонит, обработанный аминами.

Органофильная глина гидратируется и распускается в органических жидкостях в присутствии полярных активаторов (например, толуол + ацетон, метанол), что и было показано в экспериментах по растворимости выделенного из промежуточного слоя порошка.

Кроме того, в составах буровых растворов обязательно присутствуют ПАВ и добавки, повышающие вязкость, которые способствуют стабилизации эмульсии и поддержанию частиц набухшего геля во взвешенном состоянии. На Юрубчено-Тохомском месторождении это DDP и DUO-VIS NS, содержащие ксантановую смолу и жирные кислоты таллового масло, на Куюмбинском – это комплексный эмульгатор МЕКС ОБ.

Типовой элементный состав органофильных глин представлен в таблице 3. Как видно при сравнении с результатами рентгенофазового и элементного CHNSO-анализов, наблюдаются сопоставимые данные по составу. Достаточно высокое содержание углерода в пробах порошка из промслоя можно связать с недостаточной очисткой пробы от толуола и нефти.

Таблица 3 – Основные компоненты органофильных глин [7].

Таким образом, наиболее вероятно, что образование стойких ВНЭ на месторождениях связано с поглощением бурового раствора, содержащего органофильную глину. Образующаяся при ее набухании дисперсная система стабилизуется механическими примесями и сульфидом железа, а также природными эмульгаторами и эмульгаторами из бурового раствора.

По причине того, что помимо стандартной ВНЭ в промежуточном слое присутствует набухший гель, который формирует дополнительную коллоидную фазу, разрушение его стандартными методами (эмульгаторами, нагреванием, обработкой электрическим полем переменной частоты) при высоком содержании органофильной глины будет неэффективно. Более эффективными в данном случае будут гравитационные методы разделения, такие как отстаивание, центробежная сепарация, а также методы физико-химической химической обработки, снижающей гидратацию органофильной глины.

Разрушение промежуточного слоя на месторождении

Результаты экспериментальных исследований представлены в таблице 4.

Таблица 4- Результаты экспериментальных исследований по интенсификации разделения ВНЭ промслоя.

Увеличение дозировки деэмульгатора

Повышает эффективность разделения эмульсии на 3% по сравнению с контрольным образцом

Не требует внедрения дополнительных металлоконструкций

В случае стабилизации эмульсии механическими примесями увеличение дозировки неэффективно

Требует высоких экономических затрат

Повышает водоотдачу на 2% и снижает содержание стойкой эмульсии на 2,5 % по сравнению с контрольным образцом

Нет возможности использовать конденсат в связи с отсутствием на месторождениях соответствующей инфраструктуры

Обработка азотом / УВ газом

Повышает эффективность разделения эмульсии на 4 % по сравнению с контрольным образцом

Не устраняет стойкую эмульсию

Требует установки дополнительных линий трубопроводов, обеспечения особых условий эксплуатации

Обработка водяным паром

Повышает эффективность разделения эмульсии на 5 % по сравнению с контрольным образцом

В 3 раза снижает объем стойкой эмульсии.

Не требует внедрения сложных металлоемких конструкций

Соответственно, была предложена схема модернизации УПН, в которой параллельно с подачей деэмульгатора из блока дозирования реагентов устанавливается технологический патрубок, через который подается перегретый водяной пар среднего давления, получаемый на передвижной паровой установке. За счет подачи водяного пара с температурой 150 о С и давлением в среднем на 0,2-0,4 МПа выше, чем в трубопроводе, обеспечивается интенсивное перемешивание нефти и пара, что повышает эффективность разрушения бронирующих оболочек деэмульгатором, введенным в эмульсию, а сконденсированная влага укрупняет диспергированные капли воды и выполняет промывочную функцию для удаления растворенных солей. Для снижения ударной нагрузки на трубопровод и интенсификации перемешивания пар вводится тангенциально одним потоком. Для интенсификации внутритрубной деэмульсации в том числе и за счет действия центробежных сил, возможно применение контактных устройств на трубопроводе сразу после места установки патрубка для ввода пара. Экспериментальная оценка рассматриваемой схемы повышения эффективности разделения водонефтяной эмульсии показала, что даже кратковременная продувка перегретым водяным паром либо углеводородными газами в объемном соотношении 0,1 м 3 /м 3 мин позволила при последующем отстаивании увеличить объем выделившейся свободной воды на 10-20% в зависимости от обводненности исходной эмульсии.

Уже собранную в емкости эмульсию также возможно обработать водяным паром, выделившаяся вода может поступать на установку подготовки воды, а углеводородная фаза и пары - на повторное разделение на УПН.

Дополнительно предлагается внедрить линию некондиции подключенную к технологическим резервуарам на уровне 5-6 м, в связи с тем, что на данных уровнях скапливается стойкая эмульсия. При периодической перекачке данной эмульсии в горизонтальный сепаратор и обработкой водяным паром с помощью подключенной к данной системе передвижной паровой установки возможно обеспечить поступление на реализацию дополнительного объема нефти.

Для случаев, когда содержание органофильной глины в промежуточном слое велико, предлагается рассмотреть возможность гравитационного разделения, например, с использованием центробежного сепаратора, или термохимической обработки, предложенных «ТатНИПИнефть» и ПАО «Татнефть» [10]. Эти методы сочетают нагрев, обработку соляной кислотой и разделение в центробежном сепараторе, с последующим направлением отделенной нефти обратно на УПН. Таким образом, удается достичь максимального снижения количества образующихся отходов и вернуть максимальное количество продукции в технологический процесс.

В результате проведенных исследований установлено, что образование стойкой эмульсии промежуточного слоя вызвано поглощением и последующим выносом вместе с продукцией бурового раствора. Основным стабилизирующим фактором является органофильная глина, которая набухает в углеводородной среде с образованием гелеобразной субстанции. Стабилизируется ВНЭ эмульгаторами, входящими в состав бурового раствора, и сульфидом железа.

Разрушение такой эмульсии в электродегидраторах не эффективно. Показано, что применение перегретого водяного пара параллельно с подачей деэмульгатора из блока дозирования реагентов повышает эффективность разделения эмульсии на 5 % по сравнению с контрольным образцом и в 3 раза снижает объем остаточной эмульсии. Для отделения промежуточного слоя с высоким содержанием органофильной глины рекомендуется использование гравитационных методов разделения, например - центробежной сепарации.

1. А.А. Харитонов, Н.Г. Квеско Методы ликвидации осложнений при бурении скважин на Куюмбинском лицензионном участке // Международный научно-исследовательский журнал. - 2016. – С. 99-101.

2. В.Н. Маркова, О.В. Найденов, В.И. Кудрявцева Трещинноватость рифейских карбонатных пород Куюмбинского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – №3. - С. 22-27

3. Н.И. Барковский, В.В. Плотников, О.И. Якимов, Т.В. Чабина, А.Ю. Пермяков Комплексные лабораторные исследования технологии кислотной обработки терригенного и карбонатного коллекторов, в том числе с применением самоотклоняющихся составов. // Геология, гефоизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – №7. - С. 36-43

4. В.М. Иванишин, Р.У. Сираев, Е.М. Данилова, А.Г. Вахромеев Инновационные технологии первичного вскрытия нефтяной залежи в АНПД в трещиновато-кавернозных коллекторах рифея Юрубчено-Тохомского НГКМ. // Вестник Иркутского Государственного Технического Университета. - 2014. - № 10(39). – С. 86-91

5. Р.Х. Акчурин, Р.У. Сираев, В.В. Че Подбор методик для борьбы с поглощениями в сложных геолого-технических условиях Юрубчено- Tохомского нефтегазоконденсатного месторождения // Вестник Иркутского Государственного Технического Университета. - 2014. - № 8. – С. 45-50

7. Везенцев А.И., Королькова С.В., Воловичева Н.А. Физико-химические характеристики природной и модифицированной глины месторождения поляна Белгородской области // Сорбционные и хроматографические процессы. - 2008. - Т.8. - Вып.5. – C. 790-795

8. Патент РФ 2162725 Способ подготовки нефти к переработке и установка для ее осуществления // Заявл. 2000109656/12, 17.04.2000 / Пахотин Г.Л., Пахотин Л.Г., Пахотин К.Г., Пахотина Л.Ф.

9. Патент 2417245 Способ обезвоживания высокоустойчивых водоуглеводородных суспензий и унифицированный комплекс для его реализации // Заявл. 2009115211/04, 21.04.2009 / Хуснутдинов И.Ш., Заббаров Р.Р., Копылов А.Ю., Ханова А.Г.

10. Патент РФ 2356596 Устройство для разрушения водно-нефтяной эмульсии при транспортировании по трубопроводу // Заявл. 2008105505/15, 2008.02.12 / Гумовский О.А., Сахабутдинов Р.З., Космачёва Т.Ф.

Keywords: water-oil emulsion, oil treatment unit, drilling mud, organophilic clay

Методы предотвращения и борьбы с образованием эмульсий

Для предотвращения эмульгирования нефти необходимо в какой-то степени устранить или, по крайней мере, ослабить влияние перечисленных условий, при которых происходит образование нефтяных эмульсий в процессе добычи. Главные из них:

1) совместное поступление нефти и воды из скважины;

2) интенсивное перемешивание, приводящее к диспергированию одной жидкости в другой;

3) присутствие в нефти природных эмульгаторов.

Для раздельного извлечения нефти и воды из скважин последние оборудуют двумя колоннами НКТ: одной для нефти, другой для воды. Фильтр подъемника для воды должен быть опущен в зумпф (зумпф – нижняя часть эксплуатационной колонны) скважины, а для добычи нефти может быть использовано кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и колонной НКТ для добычи воды или же самостоятельная отдельная колонна НКТ, прием которой находится ниже кровли пласта.

В зависимости от величины пластового давления скважина может быть оборудована для извлечения как нефти, так и воды фонтанным способом или нефти фонтанным, а воды механизированным способом. В случае малых забойных давлений, когда естественное фонтанирование невозможно, оба подъемника оборудуют для извлечения нефти и воды механизированным способом.

При раздельном отборе нефти и воды из скважины очень трудно поддерживать уровень раздела нефти и воды на забое скважины в пределах вскрытой части пласта, разделение продукции скважины часто нарушается: в подъемник для отбора нефти поступает вода или наоборот. По этой причине раздельный отбор нефти и воды не получил широкого распространения.

Чтобы ограничить поступление воды, применяются различные способы изоляции, закупоривающие водопроницаемую зону (устанавливают цементные мосты, задавливают в пласт цементный раствор или реагенты, образующие при взаимодействии с пластовой водой гели и т.д.). Однако все эти мероприятия недостаточно эффективны.

4.3.2. Разрушение эмульсий

Способы разрушения нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы:

- гравитационное холодное разделение (отстаивание);

- разделение в поле центробежных сил (центрифугирование);

- воздействие магнитного поля.

Гравитационное холодное разделение (отстаивание) осуществляется за счет гравитационного осаждения диспергированных капель воды и применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. На промыслах применяют отстойники разнообразных конструкций, периодического и непрерывного действия. В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, при заполнении которых сырой нефтью происходит осаждение воды в их нижнюю часть. В отстойниках непрерывного действия отделение воды происходит при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. В зависимости от конструкции и расположения распределительных устройств, движение жидкости в отстойниках осуществляется в некотором преобладающем направлении – горизонтально или вертикально.

Фильтрацияприменяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются, материалы не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода – нет.

Разделение в поле центробежных сил (центрифугирование) производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. Эмульсия в ротор подается по полому валу. Под действием сил инерции эмульсия разделяется, так как капли воды и нефти имеют разные плотности.

Воздействие на эмульсии электрическим полем производится в электродегидраторах, снабженных электродами, к которым подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капли притягиваются, сливаются в более крупные и оседают на дно емкости.

Термическое воздействие на водонефтяные эмульсии заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают до температуры 45-80°С. При нагревании уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, что облегчает их слияние. Кроме того, уменьшается вязкость нефти и увеличивается разница плотностей воды и нефти, что способствует более быстрому разделению эмульсии. Подогрев осуществляется в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах различных конструкций.

На нефтегазодобывающих предприятиях применение применяется также метод искусственного увеличения обводненности нефти. Сущность данного метода заключается в возврате на прием насоса некоторой части добываемой воды, расслоившейся в отстойной расширительной камере или в поле центробежных сил. Избыток водной фазы, образовавшейся в насосе, приводит к переходу водонефтяной смеси из одной структуры потока в другую, т.е. переходу эмульсии В/Н в эмульсионную структуру типа Н/В. Вязкость образовавшейся прямой эмульсии в десятки и сотни раз меньше вязкости обратных эмульсий. Соответственно этому резко снижается и стойкость прямых эмульсий, что создает благоприятные условия для отделения водной фазы и возвращения некоторого ее объема вновь на прием насоса. Подачу оборотной воды на прием насосов можно осуществить самоподливом в затрубное пространство скважины без применения дополнительных перекачивающих органов.

Метод самоподлива предполагает потерю производительности установки за счет рециркулируемой части водной фазы. Однако многократное снижение вязкости нефти в колонне труб позволяет существенно увеличить коэффициент подачи установок, что не только компенсирует потерю, но и повышает в ряде случаев производительность насосов.

Предупреждение образования стойких эмульсий в скважинах с механизированной добычей позволяет также снижать давление в системах промыслового сбора нефти и газа и улучшать условия разрушения эмульсий в пунктах подготовки нефти.

Внутритрубная деэмульсацияоснована на том, что в эмульсию добавляется химический реагент – деэмульгатор. Это позволяет разрушить эмульсию в трубопроводе, что снижает ее вязкость и уменьшает гидравлические потери. Чем сильнее разрушается эмульсия в трубопроводе, тем меньше ее вязкость и больше воды окажется в свободном или грубодисперсном состоянии, при котором она способна отделиться. Для каждого состава нефти подбирают наиболее эффективный деэмульгатор, предварительно оценив результаты отделения пластовой воды в лабораторных условиях.

Способы разрушения нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы:

- гравитационное холодное разделение (отстаивание);

- разделение в поле центробежных сил (центрифугирование);

- воздействие магнитного поля.

Гравитационное холодное разделение (отстаивание) осуществляется за счет гравитационного осаждения диспергированных капель воды и применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. На промыслах применяют отстойники разнообразных конструкций, периодического и непрерывного действия. В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, при заполнении которых сырой нефтью происходит осаждение воды в их нижнюю часть. В отстойниках непрерывного действия отделение воды происходит при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. В зависимости от конструкции и расположения распределительных устройств, движение жидкости в отстойниках осуществляется в некотором преобладающем направлении – горизонтально или вертикально.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются, материалы не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода – нет.

Разделение в поле центробежных сил (центрифугирование) производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. Эмульсия в ротор подается по полому валу. Под действием сил инерции эмульсия разделяется, так как капли воды и нефти имеют разные плотности.

Воздействие на эмульсии электрическим полем производится в электродегидраторах, снабженных электродами, к которым подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капли притягиваются, сливаются в более крупные и оседают на дно емкости.

Термическое воздействие на водонефтяные эмульсии заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают до температуры 45-80°С. При нагревании уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, что облегчает их слияние. Кроме того, уменьшается вязкость нефти и увеличивается разница плотностей воды и нефти, что способствует более быстрому разделению эмульсии. Подогрев осуществляется в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах различных конструкций.

Метод самоподлива предполагает потерю производительности установки за счет рециркулируемой части водной фазы. Однако многократное снижение вязкости нефти в колонне труб позволяет существенно увеличить коэффициент подачи установок, что не только компенсирует потерю, но и повышает в ряде случаев производительность насосов.

Оборудование для обезвоживания нефти

1. Оборудование для обезвоживания нефти с использованием совмещенных аппаратов

За последнее время на нефтяных месторождениях находит все большее применение блочное оборудование, в котором процесс нагрева нефтяной эмульсии и последующего ее отстоя совмещается в одном аппарате. Эти аппараты получили название подогревателей-деэмульсаторов. Нефтяная эмульсия поступает в них из сепараторов-делителей потока или сепараторов первой ступени. В результате падения давления в коммуникациях от сепараторов до подогревателей-деэмульсаторов, а также нагрева нефтяной эмульсии из последней выделяется некоторое количество газа. Выделение газа в отстойной секции этих аппаратов мешает процессу отделения воды, поэтому во всех совмещенных аппаратах предусматривается отбор газа до поступления нефтяной эмульсии в отстойную часть аппарата, т.е. подогреватели-деэмульсаторы выполняют также функции сепараторов. Отделившийся в подогревателях-деэмульсаторах газ сжигается в своем аппарате (с целью подогрева нефтяной эмульсии) или подается в систему сбора.

Горизонтальные подогреватели-деэмульсаторы.

Подогреватели-деэмульсаторы типа Тайфун оснащаются дополнительными сепараторами, которые монтируются непосредственно над основным аппаратом установки. Это позволяет осуществлять первую ступень сепарации продукции скважин перед поступлением в основной аппарат. В установки УДО-2М и УДО-3 продукция скважин поступает после сепаратора, смонтированного отдельно от установки.

Рис.4.9.Технологическая емкость установки УДО-3:
I, II – отсеки; 1 – емкость; 2 – оболочка; 3 – жаровая труба; 4 – упорное устройство; 5 – газосборник; 6 – гидравлический затвор; 7 – газовый сепаратор;
8 – сборный короб; 9 – распределительный коллектор; 10 – уголковый распределитель; 11 – горелка

Ибрагимов Н.Г., Ишемгужина Е.И. Осложнения в нефтедобыче. Уфа: Издательство научно-технической литературы «Монография», 2003. 302 с.

Мухамадуллина А.М., Абызгильдина С.Ш. Механизм процессов образования, стабилизации и разрушения нефтяных эмульсий // Матер. 67-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых: В 2 Кн. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. Кн. 1. С. 271-272.

Десяткин А.А, Юлтимирова З.А., Мухаметшина Г.Р. Использование комбинированного метода разрушения нефтяных эмульсий Самотлорского месторождения // Башкирский химический журнал. 2008. Вып. 2 (15). С. 59-61.

Насыров А.М. Управление осложнениями в добыче нефти // Экспозиция Нефть Газ. 2015. Вып. 5 (44). С. 14-15.

Плохова С.Е., Саттарова Э.Д., Елпидинский A.A. Изучение поверхностных свойств композиционных реагентов // Вестник Казанского технологического университета. 2013. Т. 16. № 2. С. 167-169.

Плохова С.Е., Саттарова Э.Д., Елпидинский А.А. О сопоставимости поверхностных свойств деэмульгаторов и их деэмульгирующей активности // Вестник Казанского технологического университета. 2014. Т. 17. № 3. С. 274-276.

Ссылки

На текущий момент ссылки отсутствуют.

Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная.

Читайте также: