Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Аналитический обзор литературы 12
ГЛАВА 2. Исследование физико-химических свойств продукции нефтяных скважин в процессе разработки на некоторых площадях и горизонтах месторождений Республики Татарстан 42
ГЛАВА 3. Поиск и разработка композиционного деэмульгатора промысловой подготовки продукции нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации месторождении 54
3.1. Характеристика исследуемых химических реагентов 54
3.2. Исследование смачивающей, моющей способностей и деэмульгирующей эффективности ПАВ-реагентов 57
3.3. Разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий, стабилизированных механическими примесями 65
3.4. Теоретическое и экспериментальное обоснование выбора химических реагентов для разработки многофункционального композиционного деэмульгатора 71
3.5. Сравнительные исследования и выбор наиболее эффективного деэмульгатора для промысловой подготовки продукции скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений 83
3.5.1. Сравнительные испытания деэмульгатора РЭНТ
и разработанного композиционного деэмульгатора ДЭН 83
3.5.2. Сравнительные исследования эффективности различных деэмульгаторов 88
ГЛАВА 4. Технология промысловой подготовки продукции нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений 99
4.1. Существующая технология сбора продукции нефтяных скважин на Тумутукском месторождении 99
4.2. Отстойник для подготовки продукции нефтяных скважин ОГХ 101
4.2.1. Расчет размеров внутренних конструктивных устройств отстойника ОГХ и параметров движения в нем промежуточного эмульсионного слоя 102
4.2.2. Конструктивная особенность и технологическая схема работы отстойника ОГХ-100 108
4.3. Разработка технологии промысловой подготовки продукции нефтяных скважин на УПСВ Тумутукского месторождения 113 4.3.1. Технические и технологические характеристики эксплуатации Тумутукского месторождения по разработанной технологии 117
4.4. Опытно-промысловые испытания композиционного деэмульгатора ДЭН на УПСВ Тумутукского месторождения 119
4.5. Усовершенствованная методика выполнения расчетов технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах 124
4.5.1. Потери капельной нефти от уноса потоком газа 125
4.5.2. Потери нефти от уноса сточными водами . 126
4.5.3. Потери нефти от испарения из резервуаров 127
4.5.4. Потери нефти от испарения из автоцистерны при наливно-сливных операциях 127
4.6. Расчет экономического эффекта от внедрения композиционно го деэмульгатора ДЭН и сокращения технологических потерь нефти по новой технологии на УПСВ Тумутукского месторо ждения . 128
4.6.1. Экономический эффект от внедрения композиционного деэмульгатора ДЭН 128
4.6.2. Экономический эффект от сокращения технологических потерь нефти по разработанной технологии 131
4.6.3. Расчет стоимости товарной формы деэмульгатора ДЭН 132
Основные результаты и выводы . 136
Список литературы
- Разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий, стабилизированных механическими примесями
- Сравнительные исследования и выбор наиболее эффективного деэмульгатора для промысловой подготовки продукции скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений
- Расчет размеров внутренних конструктивных устройств отстойника ОГХ и параметров движения в нем промежуточного эмульсионного слоя
- Расчет экономического эффекта от внедрения композиционно го деэмульгатора ДЭН и сокращения технологических потерь нефти по новой технологии на УПСВ Тумутукского месторо ждения
Введение к работе
Актуальность работы. На поздней стадии эксплуатации месторождений физико-химические и реологические параметры продукции скважин значительно меняются: повышаются плотность и вязкость нефти, уменьшается газовый фактор, увеличивается содержание пластовой воды, природных эмульгаторов и механических примесей. Такое изменение параметров продукции нефтяных скважин приводит к существенному повышению стойкости водонефтяных эмульсий.
Современные проблемы разрушения промысловых эмульсий, стабилизированных механическими примесями, выдвигают дополнительные требования к деэмульгаторам. Помимо основных эксплуатационных свойств они должны обладать дополнительно эффективными смачивающими, моющими и пептези-рующими свойствами. С этой целью, как компоненты композиционных составов, применяется широкий ряд известных поверхностно-активных веществ (ПАВ) – продуктов нефтепереработки и нефтехимии. Однако они не всегда являются эффективными в условиях постоянного изменения свойств и состава нефтяной продукции, что исключает универсальность их использования на залежах и месторождениях, которые эксплуатируются достаточно длительное время с момента разработки. Следовательно, требуется расширение ассортимента деэмульгирующих составов.
На месторождениях, вступивших в позднюю стадию эксплуатации, из-за существенного изменения физико-химических и реологических свойств нефти, требуется разработка и внедрение современных технико-технологических решений в системе добычи, сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин. Несовершенство технологических схем на мелких месторождениях влечет за собой и другие негативные процессы, такие как не качественная очистка воды от нефтепродуктов и неорганических взвесей, что в свою очередь обуславливает возникновение технологических потерь нефти. Поэтому весьма актуальной является также проблема исследования и определения величин технологических потерь углеводородов.
Работа выполнена в соответствии с планом Программы развития топлив-но-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 гг. (Закон Республики Татарстан № 7-ЗРТ от 13.01.2007 г.).
Целью диссертационной работы является разработка комплекса мероприятий в технологии промысловой подготовки продукции скважин, вступивших в позднюю стадию эксплуатации нефтяных месторождений.
Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:
Изучение физико-химических и реологических свойств продукции скважин различных месторождений Республики Татарстан, находящихся на поздней стадии эксплуатации.
Сравнительные исследования деэмульгирующей эффективности и моюще-смачивающей способности существующих импортных и отечественных де-эмульгаторов и химических реагентов по отношению к нефтяным эмульсиям месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации.
Разработка нового эффективного композиционного многофункционального деэмульгатора с высокими поверхностно-активными свойствами, обеспечивающего интенсификацию и повышение эффективности разрушения стойких водонефтяных эмульсий месторождений на завершающей стадии эксплуатации.
Разработка промысловой технологии подготовки продукции нефтяных скважин с применением композиционного деэмульгатора и эффективных технологических аппаратов, обеспечивающих исключение образования стойких промежуточных слоев, а также качественную очистку сточных вод для сокращения технологических потерь ценного углеводородного сырья для нефтехимии.
Проведение промысловых испытаний разработанного композиционного деэмульгатора в новой технологии промысловой подготовки продукции нефтяных скважин.
Разработка усовершенствованной методики выполнения расчетов технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах с целью вовлечения дополнительного количества добытой нефти в товарные поставки.
Научная новизна: . Установлено, что с увеличением температуры от 20 до 60С скорость смачивания САВ на подложке (глина) неионогенными деэмульгаторами снижается, а смачивающе-моющими ПАВ и текстильно-вспомогательными веществами, среди которых наиболее предпочтительным является Синтанол АЛМ-10 (смесь этоксилированных спиртов фракции С12-14), - возрастает.
. Выявлена концентрационная зависимость относительного моющего действия ряда веществ и установлено, что среди исследованных ПАВ наибольшую моющую способность при удалении углеводородов с поверхности частиц мехпри-месей проявляет анионактивный алкилбензолсульфонат натрия в области критических концентраций мицеллообразования, который также имеет низкое значение краевого угла и высокую скорость смачивания САВ, выделенных из состава исследованных нефтей.
. Обнаружен неаддитивный характер зависимости и синергетический эффект деэмульгирующего действия композиционного состава ПАВ-реагентов от соотношения компонентов, обеспечивающего эффективное разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий, стабилизированных частицами механических примесей, предварительное и глубокое обезвоживание высоковязких нефтей с удалением неорганических взвесей, а также дренирование сточных вод с низким содержанием нефтепродуктов.
. Теоретически обосновано и экспериментально установлено, что тринатрий- и триполифосфат при соотношении 1:1 совместно с растворителем (кубовый остаток производства метилцеллозольва) повышают эффективность смачивающе-моющее действия смеси ПАВ (РЭНТ, Синтанол АЛМ-10 и Сульфанол) и интенсифицируют процесс деэмульсации высоковязких нефтей.
Практическая значимость: . На основе теоретических и экспериментальных исследований разработан многофункциональный композиционный деэмульгатор ДЭН. Деэмульгатор прошел опытно-промышленные испытания и рекомендован для подготовки
продукции скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений, в частности, на УПСВ Тумутукского месторождения.
. На базе разработанной технологии подготовки продукции скважин построена и введена в эксплуатацию Тумутукская УПСВ. Технология рекомендуется для внедрения на других месторождениях с аналогичными условиями эксплуатации нефтепромысловых объектов.
. Усовершенствованная методика выполнения расчетов технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах широко применяется нефтегазодобывающими предприятиями и малыми нефтяными компаниями РТ. . Технология позволяет сократить технологические потери нефти за счет повышения эффективности процесса деэмульсации и улучшения качества подготовки высоковязкой нефтяной продукции с применением современных технологических аппаратов.
Личный вклад автора состоит в формулировке и постановке целей и задач исследований, обработке существующих литературных данных, проведении лабораторных и промысловых исследований, реализации способов их решения и систематизации полученных данных. Результаты представленных исследований получены непосредственно самим автором или при его непосредственном участии.
Апробация работы: результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всероссийской молодежной конференции с элементами научной школы Казанского национального исследовательского технологического Университета (кафедра ХТПНГ, г. Казань, 24-25 ноября 2011 г.), на Научной школе с участием молодых ученых и специалистов ФГБОУ ВВО КНИТУ (г. Казань, 15-20 сентября 2012 г.), обсуждались на научно-техническом совете ООО УК «Шешмаойл» (г. Альметьевск, 27 января 2012 г.), на научно-техническом совете ООО «Татнефть-Геология» (г. Альметьевск, 20 августа 2013 г.).
Автор выражает свою искреннюю благодарность д.т.н., профессору Ха-мидуллину Р.Ф. кафедры общей химической технологии КНИТУ за помощь в разработке и выборе методологии проведения экспериментов гл.3, технологического оборудования гл.4 и обсуждении результатов диссертационной работы.
Работа выполнена на кафедре химической технологии переработки нефти и газа ФГБОУ ВПО «Казанский национальный исследовательский технологический университет» в соответствии с планом Программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 гг. (Закон Республики Татарстан № 7-ЗРТ от 13.01.2007 г.). Отдельные разделы диссертационной работы выполнялись в ООО «НПФ Иджат».
Публикации работы: по теме диссертации опубликовано 15 статей, 1 тезис-доклад.
Структура и объем диссертационной работы:
Диссертация изложена на 163 страницах, состоит из введения и 4 глав, основных результатов и выводов, списка литературы, включающего 146 наименований. Работа иллюстрирована 25 рисунками и содержит 19 таблиц, 4 приложения.
Разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий, стабилизированных механическими примесями
Результаты исследований физико-химических свойств продукции скважин девонского и угленосного горизонтов (см. табл. 2.3) и поисковые сравнительные исследования деэмульгирующих, смачивающих и моющих способностей известных деэмульгаторов и химических реагентов показали, что известные реагенты деэмульгаторы не обладают достаточной деэмульгирующей способностью, а также основными функциями (смачивающая способность и моющее действие) большого комплекса поверхностно-активных свойств. Существующие деэмульгаторы не отвечают современным требованиям, предъявляемым к эффективным деэмуль-гаторам для разрушения стойких водонефтяных эмульсий, в том числе стабилизированных механическими примесями, в особенности, на нефтяных месторождениях, вступивших в позднюю стадию эксплуатации.
Все эти недостатки обоснованно предопределили необходимость разработки новых более эффективных деэмульгаторов, а именно многофункциональных композиционных составов, способных решать проблемы подготовки нефтей, как девонского, так и угленосного горизонтов.
Способ разработки композиционных деэмульгирующих составов, обладающих широким спектром поверхностно-активных свойств и многофункциональностью (смачивающе-моющая и деэмульгирующая способности, способность улучшать вязкостные свойства нефтей), является наиболее простым и достаточно быстрым решением при подборе эффективных ПАВ-реагентов для нефтей каких-либо конкретных залежей или месторождений по сравнению с длительной затратой времени на синтез и разработку индивидуальных ПАВ и соединений, которым невозможно сообщить весь комплекс свойств, так необходимых для разрушения устойчивых и высоковязких водонефтяных эмульсий, содержащих механические примеси.
Наличие природных эмульгаторов в водонефтяных эмульсиях, в том числе механических примесей, участвующих в стабилизации эмульсионных систем, а также появление продуктов извне в результате интенсивной коррозионной активности пластовых вод, являются мощным фактором образования устойчивых во-донефтяных эмульсий. В этой связи, возникающие на современном этапе развития промысловой подготовки нефти проблемы при деэмульсации устойчивых во-донефтяных эмульсий, стабилизированных механическими примесями, выдвига ют дополнительные требования к деэмульгаторам [82, 83]. Реагенты должны обладать смачивающими, моющими, пептизирующими и флокулирующими способностями, чтобы придать композиционным составам ПАВ-деэмульгаторам высокие поверхностно-активные свойства.
На поздней стадии эксплуатации месторождений интенсивно применяются различные реагенты и химические вещества для обработки призабойной зоны пласта у скважин, повышения нефтеотдачи пластов, борьбы с соле- и парафино-отложениями в скважинах, трубопроводах и технологических аппаратах, а также при капитальных ремонтах скважин. В процессе осуществления этих мероприятий вымываются грязевые отложения, накопившиеся в системе добычи и сбора продукции скважин, образуются высоковязкие массы на всем пути движения продукции скважин от пласта до объектов подготовки нефти. В этих условиях повышаются плотность и вязкость нефти, снижается газовый фактор, увеличивается содержание пластовой воды, природных эмульгаторов и механических примесей [9, 39, 41, 45, 125, 135]. Результатом таких изменений физико-химических свойств продукции скважин является повышение стойкости водонефтяных эмульсий. Это приводит осложнению процессов обезвоживания и обессоливания нефти на УПН.
Поскольку Тумутукское месторождение находится на поздней стадии эксплуатации, рассмотрение важных с научно-практической точки зрения аспектов изменения физико-химических показателей и реологических свойств девонской нефти данного месторождения от начала разработки его по проекту (1982 г.) по настоящее время эксплуатации (2013 г.) является актуальным исследованием.
Выполнены сравнительные исследования физико-химических свойств эксплуатационных скважин Тумутукского месторождения, в частности для скважин № 40021 и № 40022, расположенных по соседству. Физико-химические свойства и состав нефти скважин приведены в табл. 3.4. и 3.5.
Установлено, что, несмотря на близкое расположение скважин, свойства продукции скважины № 40021 существенно отличаются от свойств продукции скважины № 40022. Продукция скважины № 40022 обладает более высокими вязкостью и плотностью, также в ней содержится большее количество смол, асфальтенов, пара 67 финов и механических примесей. По всей видимости, это объясняется тем, что в пласте происходит неравномерное распределение применяемых химических реагентов
Сравнительные исследования и выбор наиболее эффективного деэмульгатора для промысловой подготовки продукции скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений
Процесс деэмульсации нефти осуществляется следующим образом. Для исследований готовят 1 % водные растворы составов деэмульгаторов простым смешением. В пробы нефтяной эмульсии вводят испытываемые деэмульгирующие составы с учетом их среднего удельного расхода в промысловых условиях (в данном случае 80 г/т). Затем смесь встряхивают на лабораторной мешалке в течение 10 минут при температуре 20 и 60 С. Термостатируют и через 2 часа отстоя нефти измеряют количество выделившейся пластовой воды и хлористых солей в динамике.
Результаты деэмульгирующей эффективности композиционных составов РЭНТ и ДЭН при температурах 20 и 60 С процесса деэмульсации естественной водонефтяной эмульсий нефти Тумутукского месторождения (скв. №40022) приведены в табл. 3.11. Анализ полученных результатов показывает, что по сравнению с деэмульгатором РЭНТ использование деэмульгатора ДЭН позволяет осуществить более эффективное обезвоживание и обессоливание нефти. Состав ДЭН эффективен как в нормальных условиях (20С) для получения предварительно обезвоженной нефти с остаточным содержанием воды менее 10 % об., так и при повышении температуры (60С) для получения предварительно обезвоженной нефти с остаточным содержанием воды до 0,5 % об.
С помощью микроскопа путем визуального наблюдения изучен механизм и прослежена динамика разрушения и изменения структуры дисперсной частицы глины, имеющей на внешней поверхности адсорбционный углеводородный слой из САВ нефти Тумутукского месторождения, при действии деэмульгаторов РЭНТ и ДЭН [136]. Визуально установлено изменение структуры и разрушение более крупных и ассоциированных смолисто-асфальтеновыми веществами агрегатов частиц глины, сопровождающееся увеличением полидисперсности, в результате образования дисперсий малых размеров. При воздействии деэмульгатора ДЭН ас-социаты высокомолекулярных углеводородов подвергаются более интенсивной десорбции с поверхности механических примесей, утрачивают способность к адгезии на внешней твердой поверхности частиц за счет резкого перехода от ди-фильной структуры к монофильной и ее гидрофилизации за счет моюще- смачивающего действия ПАВ и реагентов (смачивателя Синтанол АЛМ-10, моющего вещества Сульфанол, моюще-чистящих средств ТНФ и ТПФН, входящих в состав ДЭН. Поэтому ДЭН более эффективен, чем РЭНТ по отношению к нефтям, содержащих механические примеси.
Зависимости изменения динамической вязкости водонефтяной эмульсии до и после воздействия деэмульгаторами РЭНТ и ДЭН (рис. 3.8), а также глубоко-обезвоженной и обессоленной в лабораторных условиях (товарной) нефти Туму-тукского месторождения (рис. 3.9), частично содержащей маслорастворимую часть ПАВ деэмульгатора и композиционного состава, от скорости сдвига при температурах 20С и 60 С определяли на ротационном вискозиметре Реатест-2 с использованием цилиндрического коаксиального измерительного устройства. эмульсию и позволяют улучшить вязкостные характеристики нефти. Однако наблюдается преимущество деэмульгатора ДЭН за счет его комбинированного состава. Сравнительные исследования эффективности деэмульгирующих составов и их реологических свойств показали преимущество разработанного композиционного деэмульгатора ДЭН, как при предварительном обезвоживании нефтяной эмульсии, так и при подготовке предварительно обезвоженной нефти до товарного качества.
Таким образом, результаты проведенных исследований характеризуют общую тенденцию проявления высокой эффективности композиционных составов смачивающе-моющей направленности, а также подтверждают необходимость не только теоретического обоснования, но и экспериментального подтверждения правильности выбора и подбора тех или иных компонентов композиционной смеси разработанного деэмульгатора ДЭН индивидуально для любой нефтяной эмульсии [45]. Вместе с тем, следует отметить, что опираясь только на эмпирический подход и использование исключительно только экспериментальных результатов процесса деэмульсации нефти (например, методом бутылочной пробы) при разработке подобных многокомпонентных и многофункциональных смесей де-эмульгирующих составов было бы недостаточно, а также существенно затруднительно как по времени, так и по качественным показателям конечного продукта – композиции ПАВ в соответствии с общепринятыми требованиями, и в первую очередь, касающихся совместимости химических реагентов. скорость сдвига, с а) 20С
Зависимость динамической вязкости товарной нефти (содержание воды – 0,5 % масс.) от скорости сдвига после обработки деэмульгирующими составами (расход – 80 г/т ) при температурах: а) 20 С и б) 60 С: 1 – РЭНТ; 2 – ДЭН Исходя из этого следует заключить, что использование совокупности теоретической и эмпирической методологии с использованием доступной существующей статистической информации о применении ПАВ в самых широких аспектах, а именно, в исследованиях нефтяного направления, смежных областях науки и отраслях промышленности позволило значительно упростить в данной диссертационной работе процесс подбора и выбора реагентов в рамках поставленной цели и решаемых задач.
Сравнительные исследования эффективности различных деэмульгаторов Для испытаний нового реагента необходимо провести сравнение его с существующими, в том числе конкурирующими по эффективности деэмульгатора-ми. Для эффективного осуществления технологии подготовки продукции скважин месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, необходимо обеспечить эффективную деэмульсацию добываемой нефти. Важным этапом является выбор наиболее эффективного деэмульгатора из числа реагентов, применяемых на объектах сбора и подготовки нефти. На сегодняшний день на Тумутукском месторождении применяется деэмульгатор Реапон-4В с удельным расходом 120 г/т.
Выполнены сравнительные испытания деэмульгирующей эффективности реагентов Дипроксамин 157-65М, Реапон-4В, NALCO W60 и деэмульгирующего состава ДЭН. Сравнительные исследования и определение эффективности регентов-деэмульгаторов при подготовке продукции скважин Тумутукского месторождения приведены в табл. 3.12. Из табл. 3.12 видно, что наибольшую эффективность проявляет деэмульгатор ДЭН.
Расчет размеров внутренних конструктивных устройств отстойника ОГХ и параметров движения в нем промежуточного эмульсионного слоя
Отстойник ОГХ-100 для предварительного сброса пластовой воды и обезвоживающей нефти представлен на рис. 4.5. Отстойник конструктивно представляет собой горизонтальную емкость 1, разделяемую на две секции объемами 60 м3 и 40 м3. Первая секция предназначена для предварительного обезвоживания нефти и сброса пластовой воды и снабжена горизонтальным коллектором 2 с поперечными распределителями 3 и соплами 4 для скоростного введения обрабатываемой газоводонефтяной эмульсии в промежуточный слой, горизонтальным коллектором 6 с щелевидными отверстиями на нижней образующей трубы для вывода отделившейся от нефти дренажной воды. В емкости уровень раздела фаз «промежуточный слой - дренажная вода» регулируется с помощью регулятора уровня фаз РУМФ на высоте 0,7 м от нижней образующей емкости 1.
Вторая секция предназначена для осуществления более качественного предварительного обезвоживания нефти и сброса отделившейся от нефти дренажной воды и снабжена устройством 5 с щелевидными отверстиями на верхней образующей трубы для вывода предварительно обезвоженной нефти с минимальным содержанием воды, горизонтальным коллектором 6 для вывода отделившейся от нефти дренажной воды, вертикальными перегородками 7 и 8, регулятором 9 уровня раздела фаз «нефть-вода» типа РУМФ.
Технологический процесс разделения продукции скважин в отстойнике ОГХ-100 осуществляется следующим образом. Процесс ведется без нагрева газо-водонефтяной эмульсии при естественной температуре добычи из пласта. Газово-донефтяная эмульсия в количестве 28,8 т/ч с содержанием воды 81,0 % об. вместе с введенным деэмульгатором ДЭН (удельный расход 80 г/т) на блочной установке 2 (БУР-25) и предварительно разрушенная в трубопроводе 3 системы сброса продукции скважин поступает в I – секцию отстойника ОГХ-100 и по коллектору 2 и поперечным распределителям 3 через сопла 4 скоростными струями (0,3 м/с) вводится в промежуточный слой. Горизонтальный коллектор 2 в промежуточном слое установлен выше нижней образующей емкости 1 на 1,1 м [90]. В емкости 1 уровень раздела «нефть-вода» поддерживается с помощью регулятора, находящегося на высоте 0,7 м от нижней образующей емкости с целью отбора дренажной воды из отстойника с минимальным содержанием нефтепродуктов и механических примесей. Схема расположения поперечных распределителей 3 с соплами 4 в отстойнике приведена на рис. 4.6.
Газоводонефтяная эмульсия по коллектору 2 диаметром трубы 350 мм, равномерно распределяясь по всему объему, поступает в поперечные распределители 3, изготовленные из трубы диаметром 100 мм, расположенные по 6 шт. по длине каждой из боковых образующих коллектора 2 на расстоянии 1645 мм по осям друг от друга. На каждом распределителе 3 установлены сопла 4 по 10 шт. Сопла 4 изготовлены из трубы диаметром 25 мм и длиной 150 мм. Выходные концы сопел сплющены в горизонтальной плоскости. Живое сечение сопел имеет высоту 15 мм и длину 40 мм.
Эмульсия, поступающая в промежуточный слой в I-секции отстойника со скоростью 0, 3 м/с, приводит его в постоянное движение по всей длине емкости. Происходит интенсивное механическое возмущение промежуточного слоя за счет скоростного введения обрабатываемой эмульсии. В результате осуществляется снижение вязкости и плотности промежуточного слоя, разрушение вязких образований, более эффективное разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды, интенсивное слияние, укрупнение и оседание их и механических примесей на дно отстойника.
Введение обрабатываемой эмульсии в противоположном направлении отбору предварительно обезвоженной нефти обеспечивает увеличение пути движения, времени отстоя и исключает попадание нефтяной фазы в дренируемую воду, так как нефтяная фаза поступающего потока отделяется от воды и разворачивается в обратном направлении к точке отбора.
Предварительно обезвоженная нефть с остаточным содержанием воды из I-секции отстойника через верхнее сегментное сечение над перегородкой 7 про по текает во II-секцию отстойника ОГХ-100, где осуществляется более качественное обезвоживание нефти при дополнительном времени отстоя и сброс пластовой воды. Предварительно обезвоженная нефть с содержанием воды не более 10 % об. из II-секции через устройство 5 направляется в буферную емкость 21, откуда насосом 6 через расходомер 7 перекачивается на Чеканскую УПН для сепарации газа и глубокого обезвоживания и обессоливания до товарных кондиций. Экспериментальные исследования с использованием модели отстойника и полученные зависимости изменения усредненных размеров глобул пластовой воды от линейной скорости движения эмульсии (3.13-3.16) показали, что при заданном режиме движения промежуточного слоя создаются более благоприятные условия для интенсивного укрупнения глобул воды и эффективно осуществляется процесс обезвоживания нефти. При более высоких скоростях введения эмульсии движение промежуточного слоя значительно ускоряется, становится турбулентным. Таким образом, с точки зрения получения улучшенных реологических характеристик и эмульсионных свойств подлежащей разделению нефтяной дисперсной системы, скорость ввода ее через сопла на распределительных коллекторах, равная 0,3 м/с, является технологически оптимальной для эффективного ведения процесса подготовки продукции скважин в предлагаемом отстойнике.
Расчет экономического эффекта от внедрения композиционно го деэмульгатора ДЭН и сокращения технологических потерь нефти по новой технологии на УПСВ Тумутукского месторо ждения
Показано, что качество предварительно обезвоженной Тумутукской нефти, достигаемое при удельном расходе Реапона-4В 120 г/т, идентично по содержанию воды в нефти при действии деэмульгатора ДЭН при расходе 80 г/т. Дальнейшее снижение расхода деэмульгатора ДЭН до 70 г/т показало, остаточное содержание воды в нефти повышается до 11,7 % об., а также мехпримесей до 0,07 % масс. Следовательно такой расход деэмульгатора ДЭН не позволяет достичь желаемого эффекта по качеству предварительно обезвоженной нефти с содержанием воды до 10 % об.
Выявлено, что при действии деэмульгатора Реапон-4В в промысловых условиях требуемое качество предварительно обезвоженной нефти достигается с удельным расходом 120 г/т. Такой удельный расход Реапона-4В использовался по старой технологии для предварительного разрушения водонефтяной эмульсии. Кроме того, имеются промысловые данные о том, что при уменьшении удельного расхода деэмульгатора Реапон-4В до 80 г/т по старой технологической схеме содержание воды в нефти увеличивалось до 20 % масс. Композиционный состав ДЭН, как видно, при таких же удельных расходах значительно эффективнее как в процессе деэмульсации, так и при получении более качественной дренажной воды. С применением деэмульгатора ДЭН (расход 80 г/т) дренажная вода содержит меньшее количество нефтепродуктов, что указывает на более качественное разделение эмульсии. Следовательно, унос нефти со сточными водами существенно снижается, и как следствие, уменьшаются потери нефтяных углеводородов [54, 109-112, 135]. Так, вполне удовлетворительное качество сточных вод после очистки в отстойнике ОГЖФ, отвечающее требованиям ОСТ 39-225-88 (не более 50 мг/л), достигается уже при удельном расходе деэмульгатора ДЭН 80 г/т [145]. Для достижения подобного эффекта с использованием Реапона-4В, как видно, требуется значительно больший расход данного деэмульгатора, что несомненно, отражается на увеличении себестоимости предварительной подготовки нефти.
Проведенные исследования и анализ результатов испытаний показали, что наиболее эффективным для подготовки девонской нефти Тумутукского месторождения, вступившего в позднюю стадию эксплуатации, является деэмульгатор ДЭН. При этом удельный расход деэмульгатора ДЭН 80 г/т является оптимальным, так как позволяет получить предварительно обезвоженную нефть с содержанием воды 9,5 % об., мехпримесей 0,05 % масс. (табл. 4.1).
Таким образом, разработанная технология позволяет решить следующие основные технологические и экономические задачи: - осуществить предварительный сброс пластовой воды и получить предварительно обезвоженную нефть с остаточным содержанием воды не более 10 % без нагрева обрабатываемой эмульсии, что соответствует требованиям заказчика; - осуществить очистку пластовой воды от механических примесей и нефтепродуктов и использовать в системе ППД для добычи нефти на самом Тумутук-ском месторождении; - осуществить перекачку газожидкостной смеси из Тумутукского месторождения на Чеканскую УПН для последующих процессов сепарации газа, глубокого обезвоживания и обессоливания нефти до товарных кондиций; - сократить технологические потери нефти и попутного нефтяного газа на УПСВ за счет качественной очистки сточных вод и возврата уловленных углеводородов в общий объем подготавливаемой нефти.
Проведенные опытно-промысловые испытания позволяют констатировать факт об эффективности и технико-экономической целесообразности применения деэмульгатора ДЭН совместно с разработанной технологией подготовки продукции скважин на УПСВ Тумутукского месторождения. Также важно отметить, что при этом эффективно решается проблема сокращения технологических потерь нефти, добываемой с большими капитальными и эксплуатационными затратами. Сокращение технологических потерь нефти в данном случае достигается за счет флокулирующей способности ДЭН и качественной очистки сточных вод в отстойнике ОГЖФ-50.
Усовершенствованная методика выполнения расчетов технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах
По рекомендации Минэнерго РФ предприятием ООО «Нефтехимпроект» с непосредственным участием автора данной диссертационной работы были пересмотрены методика (РД 153-39-019-97) и инструкция (РД 153-39-018-97) инсти 125 тута ИПТЭР (г. Уфа) для определения технологических потерь нефти. Проведены корректировки источников и видов потерь нефти. Новая усовершенствованная методика принята к применению [146].
Отличие усовершенствованной методики заключается в том, что исключены следующие виды и источники потерь нефти, которые не являются технологическими: - утечки нефти через неплотности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений запорно-регулирующих арматур (ЗРА) на скважинах; - утечки нефти через неплотности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений ЗРА на ГЗУ, ГЗНУ, ДНС, УПСВ, УКПН; - утечки нефти через сальниковые уплотнения на насосных агрегатах. По новой усовершенствованной методике основными видами и источниками потерь нефти являются: - унос капельной нефти потоком газа из сепарационных аппаратов; - унос нефти сточными водами из водоочистных аппаратов; - испарение нефти из резервуаров и автоцистерн при наливно-сливных операциях и хранении.
