Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ основных особенностей высоковязких нефтей и существующей технологии их подготовки 7
1.1. Особенности эксплуатации месторождений с высоковязкими нефтями и физико-химические свойства насыщающих пласт флюидов 7
1.2. Особенности эмульсионных свойств высоковязких нефтей и физико-химического механизма их деэмульсации 9
1.3. Технологические приемы деэмульсации высоковязких нефтей 18
2. Основные закономерности образования и разрушения высоковязких эмульсий (на примере Русского месторождения) 31
2.1. Природные эмульгаторы, содержащиеся в нефти Русского месторож дения, их роль в образовании и стабилизации водонефтяных эмульсий 31
2.1.1. Исследование состава природных эмульгаторов 31
2.1.2. Роль нафтеновых кислот нефти Русского месторождения в образовании и стабилизации водонефтяных эмульсий 34
2.1.3. Роль механических примесей в процессе образования и стабилизации водонефтяных эмульсий 39
2.1.4. Влияние условий образования водонефтяных эмульсий на их устойчивость 43
2.2. Исследование процессов разрушения высоковязких эмульсий 48
2.2.1. Исследование гидродинамических условий процесса укрупнения глобул и разделения фаз 48
2.2.2. О механизме разрушения бронирующих оболочек глобул 53
3. Выявление рациональных условий деэмульсации высоковязких нефтей по данным экспериментальных исследований 60
3.1. Исследование влияния технологических параметров на устойчивость высоковязких водонефтяных эмульсий в лабораторных условиях 60
3.2. Исследование процессов разрушения водонефтяных эмульсий Русско-го месторождения в промысловых условиях при естественном режиме разработки 78
3.3. Исследование условий обезвоживания эмульсий Русского месторождения при разработке в режиме внутрипластового горения 91
4. Разработка и обоснование технологических способов и схем с комплексным использованием технологических агентов в системе эксплуата ции скважин, сбора и подготовки нефти 103
4.1. Комплексные технологические схемы эксплуатации скважин, сбора и подготовки нефти для месторождений с высоковязкими нефтями в условиях Крайнего Севера 103
4.1.1. Технология эксплуатации скважин, сбора и подготовки нефти с комплексным использованием термальной воды при естественном режиме разработки месторождения 103
4.1.2. Технология эксплуатации скважин, сбора и подготовки нефти с комплексным использованием углеводородных разбавителей в условиях разработки месторождения в режиме внутрипластового горения 111
4.2. Технологическая схема эксплуатации скважин, внутрипромыслового сбора и подготовки нефти на первоочередном участке Русского месторождения 116
4.3. Технико-экономические расчеты разработанных вариантов технологии эксплуатации скважин, сбора и подготовки высоковязкой нефти с комплексным использованием технологических агентов 122
4.3.1. Технико-экономический расчет технологии с комплексным использование термальной воды 125
4.3.2. Технико-экономический расчет технологии с комплексным использованием углеводородных разбавителей 129
Основные выводы и рекомендации 133
Список использованных источников 135
- Особенности эмульсионных свойств высоковязких нефтей и физико-химического механизма их деэмульсации
- Роль механических примесей в процессе образования и стабилизации водонефтяных эмульсий
- Исследование процессов разрушения водонефтяных эмульсий Русско-го месторождения в промысловых условиях при естественном режиме разработки
- Технология эксплуатации скважин, сбора и подготовки нефти с комплексным использованием углеводородных разбавителей в условиях разработки месторождения в режиме внутрипластового горения
Введение к работе
Актуальность проблемы
В последние годы в Западной Сибири вовлекаются в разработку залежи с высоковязкими нефтями, сосредоточенные в неглубокозалегающих сеноманских горизонтах Ван-Еганского, Вынгапуровского, Русского и др. месторождений. Испытаны и используются на промыслах тепловые (внутрипластовое горение, паро-тепловое воздействие) способы разработки, направленные на повышение нефтеотдачи пластов. Предложены и опробованы способы эксплуатации скважин продуцирующих высоковязкую нефть, заключающиеся в изменении ее реологических и эмульсионных свойств путем подачи в ствол скважины технологических агентов (воды, углеводородных разбавителей). Однако при этом практически не осуществлялось исследований взаимосвязи между предложенными способами разработки и эксплуатации и последующей обработкой продукции на установках подготовки нефти. Кроме того, как показал проведенный анализ, технологии интенсификации массообменных процессов между нефтяной и водной фазами для высоковязких эмульсий и нефтей малой и средней вязкости не имеют принципиальных различий, изменяются лишь количественные значения технологических параметров.
Решение данных задач позволит повысить эффективность эксплуатации месторождений, расположенных в районах распространения мерзлых горных пород, и получить высоковязкие нефти высокого качества при оптимальных условиях ведения технологического процесса.
Цель работы
Повышение качества высоковязких нефтей путем разработки основных принципов их сбора, промысловой подготовки и комплексного использования технологических агентов при эксплуатации добывающих скважин нефтяных месторождений в субарктической зоне.
Основные исследуемые задачи:
экспериментальные исследования процессов образования и разрушения высоковязких водонефтяных эмульсий при сборе и обработке на промысле при различных режимах разработки Русского месторождения;
выявление основных зависимостей, связывающих глубину обезвоживания высоковязкой нефти с технологическими параметрами обезвоживания и определение рациональных величин этих параметров;
разработка и экспериментальное обоснование технологических способов промысловой подготовки высоковязких нефтей, повышающих эффективность обезвоживания;
разработка и обоснование технологических способов эксплуатации скважин, продуцирующих высоковязкие нефти в условиях мерзлых горных пород с использованием взаимосвязи между системами эксплуатации скважин и подготовки нефти;
промысловые испытания и внедрение комплекса системных решений по промысловой подготовке высоковязких нефтей.
Научная новизна работы
-
Научно обоснованы способы интенсификации процесса разрушения высоковязких водонефтяных эмульсий путем обработки их деэмульгатором при создании в нефтесборных коллекторах подстилающего водного слоя и при подаче в высокоустойчивую эмульсию промывочной воды, предварительно диспергированной в углеводородном разбавителе.
-
Разработана технология получения нефти с остаточным содержанием воды 0,2-0,5 % при расходах деэмульгатора 20-40 г/т нефти и температурах 40-80 С, основанная на исследовании на Русском месторождении физико-химических процессов образования и разрушения высоковязких водонефтяных эмульсий, при сборе и подготовке скважинной продукции, полученной при повышении нефтеотдачи пласта методом внутрипластового горения,
-
Научно обоснованы способы эксплуатации нефтяных скважин в условиях мерзлых горных пород с использованием углеводородных разбавителей в качестве хладагента при подъеме горячей продукции скважин на поверхность и термальной воды из нижележащих водоносных горизонтов для снижения гидравлических потерь при транспортировке высоковязкой продукции и интенсификации процесса ее разрушения.
Практическая ценность работы
Использование предложенных автором способов в технологической схеме первоочередного участка Русского месторождения обеспечило получение товарной нефти с остаточным содержанием воды менее 0,5 % и хлористых солей до 100 мг/л при температуре обезвоживания 35-40 С и расходе деэмульгатора до 30 г/т при естественном режиме разработки и, соответственно, 70-80 С и до 60 г/т при разработке с использованием тепловых методов воздействия на пласт.
Основные выводы и рекомендации, полученные в работе вошли в проектное решение системы обустройства первой очереди Русского месторождения и уточненную технологическую схему разработки опытного участка Русского месторождения и могут быть использованы при проектировании обустройства месторождений с высоковязкими нефтями, расположенными в субарктической зоне.
Апробация результатов исследований
Основные положения работы докладывались на 2-й Ухтинской научно-
технической конференции (г. Ухта, 1980), Первой республиканской конференции «Проблемы освоения Западно-Сибирского топливно-энергетического комплекса» (г. Уфа, 1982), научно-технической конференции «Новые методы добычи, подготовки и транспортировки нефти» (г. Октябрьский, 2004), научных семинарах ОАО «Гипротюменнефтегаз» и кафедрах нефтегазового направления ТюмГНГУ.
Публикации
Основные положения диссертационной работы отражены в 19 печатных работах, в том числе 5 запатентованных изобретений.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и основных выводов и рекомендаций, общим объемом 147 страниц машинописного текста, содержит 22 рисунка и 32 таблицы. Список использованных источников включает 134 наименования.
Особенности эмульсионных свойств высоковязких нефтей и физико-химического механизма их деэмульсации
Русское месторождение является одним из крупнейших в стране по запасам высоковязкой нефти и имеет ряд особенностей, определяющих специфический подход к разработке способов внутрипромыслового сбора и подготовки скважинной продукции в связи с тем, что месторождение удалено от обустроенных нефтяных районов Западной Сибири и расположено в зоне распространения мощного слоя вечной мерзлоты (до 300-350 м). Температура окружающей среды может опускаться до минус 60 С. Нефтяные залежи обладают сложным геологическим строением, а продуктивные горизонты сложены рыхлыми, слабосцементированными глинизированными песчаниками и алевролитами, что обусловливает повышенный вынос песка и глинистых частиц совместно с продукцией скважин. К особенностям месторождения следует отнести низкие пластовые температуры (18-21 С) и давления (ниже гидростатических), невы-сокие газовые факторы (10-20 нм /м ). В разрезе месторождения имеются водоносные горизонты с термальными водами (65-70 С), расположенные на глубине около 2500 м.
Физико-химические свойства нефти Русского месторождения изучены достаточно полно в лабораторных условиях сотрудниками ЦЛ Главтюменгео-логии, ВНИИНП, БашНИИНП и СибНИИНП. Из имеющихся данных следует, что нефть Русского месторождения характеризуется высокими значениями вязкости - от 401,7 до 1005,3x10-6 м2/с при температуре 20 С. Отличительной особенностью рассматриваемых нефтей является высокая температура начала кипения (от 200 до 260 С), что обусловлено незначительным содержанием бензиновых и керосиновых фракций (объемная доля фракций, выкипающих до 350 С составляет 21-36 %). Несмотря на большое количество тяжелых фракций содержание силикагелевых смол и асфальтенов невысоко - от 6,25 до 12,50 % и от 0,38 до 2,14 % соответственно. Это обусловливает относительно низкую коксуемость образцов нефти - от 1,86 до 3,19 %.
Основу углеводородного состава нефти Русского месторождения составляют нафтеновые полициклические углеводородороды, содержание же углеводородов нормального строения незначительно,что обусловливает низкую температуру застывания - ниже минус 16 С.
По данным ВНИИНП из нефти Русского месторождения могут быть получены без дополнительной депарафинизации низкотемпературные масла и компоненты реактивного топлива утяжеленного фракционного состава с низкой температурой начала кристаллизации, что обусловливает необходимость сохранения первоначальных свойств нефти при ее поставке на нефтеперерабатывающие заводы [5,6].
Исследования реологических свойств нефтей и водонефтяных эмульсий Русского месторождения, выполненное при участии автора, показали, что в диапазоне температур 0-80 С они обладают ньютоновскими свойствами. Вязкостно-температурная кривая может быть описана эмпирической формулой вида
Основной особенностью физико-химических свойств высоковязкой нефти Русского месторождения с точки зрения промысловой подготовки является малое содержание асфальто-смолистых веществ и тугоплавких парафинов, являющихся, как известно [7], основными и наиболее прочными структурообразующими компонентами адсорбционных стабилизирующих (бронирующих) слоев (оболочек) на поверхности водяных глобул, распределенных в нефтяной фазе эмульсии. С другой стороны в составе нефти отмечено повышенное содержание нафтеновых кислот [8], которые, являясь природными поверхностно-активными веществами, могут играть заметную роль в процессе формирования бронирующих оболочек.
Малое содержание высокомолекулярных компонентов, образующих коллоидно-дисперсную составляющую нефти, объясняет ньютоновский характер реологических свойств последней, и в то же время обусловливает принципиальные особенности количественного и качественного состава бронирующих оболочек глобул водонефтяных эмульсий Русского месторождения.
В связи с этим, изучение эмульсионных свойств нефти Русского месторождения является необходимым условием для обеспечения целенаправленного поиска рациональных решений проблемы ее обезвоживания и представляет большой научный и практический интерес не только для промысловой подготовки данной нефти, но и для ряда других, обладающих близкими свойствами.
Современные представления об устойчивости водонефтяных эмульсий базируются на классических работах П.А. Ребиндера и его школы [7, 9-11] в области поверхностных явлений в дисперсных системах. Исключительно высокая устойчивость нефтяных эмульсий типа «вода в масле» согласно этим работам определяется сильной стабилизацией их структурными поверхностными слоями сложных по составу природных эмульгаторов, включающих как поверхностно-активные, так и инактивные компоненты - соли нафтеновых кислот, сами кислоты, смолы, асфальтены, парафины и частицы твердых высокодисперсных фаз [7,9].
Роль механических примесей в процессе образования и стабилизации водонефтяных эмульсий
Природные эмульгаторы (стабилизаторы), т.е. вещества нефти, составляющие бронирующие оболочки водяных глобул, имеют сложный состав и строение, определяемые физико-химическими свойствами нефти, в частности, содержанием в ней высокомолекулярных соединений (асфальтенов, парафинов и т.д.), наличием неорганических примесей (глины, песка и т.д.), природных поверхностно-активных веществ - диспергаторов эмульсий (нафтеновых кислот и др.) и их коллоидно-дисперсным состоянием.
В первых трех группах выделяют две подгруппы : типичный эмульгатор и эмульгатор с повышенным содержанием механических примесей.
Определение типа природных стабилизаторов водонефтяных эмульсий Русского месторождения проводили по экспресс-методике, предложенной ВНИИСПТнефть [87]. Сущность этой методики заключается в сравнении устойчивости концентрированной путем центрифугирования эмульсии при па 32 раллельной обработке ее толуольным и гексановым растворами деэмульгато-ров. Результаты эксперимента приведены в таблице 2.1.
Из таблицы следует, что с учетом данных о составе эмульгаторов [87], природные эмульгаторы, содержащиеся в нефти Русского месторождения можно отнести к смешанному типу с повышенным содержанием механических примесей.
Были проведены прямые измерения количества неорганических компонентов бронирующих оболочек. Суть данных экспериментов заключалась в следующем. Приготавливали водонефтяную эмульсию с объемной долей дистиллированной воды 10 % в пропеллерной мешалке при 1500 мин" в течение 10 мин при 20 С. Полученную эмульсию после выдержки (старения) в течение бОмин центрифугировали при 15000 мин" в течение 120 мин. Осадок после центрифугирования, представляющий собой концентрированную эмульсию промывали бензином типа Б-70 до полной прозрачности растворителя, выпаривали воду и определяли вес сухого остатка.Сухой остаток растворяли в горячем бензоле и промывали через трех-четырехслойный фильтр «синяя лента» и определяли вес нерастворимого в горячем бензоле неорганического остатка. Вследствие приготовления эмульсии на дистиллированной воде сухих солей в осадке не наблюдалось. Вес сухого остатка после промывки его горячей дистиллированной водой оставался неизменным.
Отцентрифугированную нефть вновь использовали для приготовления эмульсии с той же объемной долей дистиллированной воды, вновь центрифугировали и определяли количество неорганических частиц в остатка по вышеописанной методике. После второго центрифугирования оставшуюся нефть использовали для приготовления эмульсии, центрифугирования и определения содержания неорганических частиц в остатке третий раз. Результаты приведены в таблице 2.2.
Из таблицы следует, что более 50 % отмытого стабилизатора составляют неорганические частицы. Результаты термохимического обезвоживания искусственно пригототовленных эмульсий Русского месторождения, нефтяной фазой которых была сырая нефть и нефть после первого и третьего центрифугирования (таблица 2.2), показали, что остаточное содержание воды в нефти после обработки эмульсий деэмульгатором (сепарол WF-41 в толуольном растворе) из расчета 40 г/т нефти в течение 10 мин и отстаивания в течение 60 мин при 80 С, составило, соответственно 3,13; 1,66 и 0,22 %. Как видно, уменьшение доли неорганической части в составе бронирующих оболочек соотвествует снижению устойчивости эмульсий.
Присутствие в эмульсии высокодисперсной твердой фазы в широких пределах может изменять устойчивость системы, если в нефтяной фазе даже в незначительных количествах присутствуют поверхностно-активные вещества типа жирных или нафтеновых кислот, способных адсорбироваться на поверхности твердой фазы с последующим химическим закреплением [88]. В то же время известно, что нефть Русского месторождения отличается высоким содержанием нафтеновых кислот [8], и, следовательно, на устойчивость образуемых ей эмульсий может влиять соотношение неорганических (глинистых) частиц и нефтяных кислот.
Роль нафтеновых кислот нефти Русского месторождения в образовании и стабилизации водонефтяных эмульсий
По данным исследований, проведенных в СибНИИНП [8], нефтяные кислоты в нефти Русского месторождения представлены в основном циклическими (нафтеновыми) кислотами - содержание нафтеновых кислот в нефтяных кислотах составляет 91,8 %.
Нафтеновые кислоты концентрируются в основном в средних нефтяных дистиллятах; в высших и низших фракциях нефти содержание их заметно падает [89-92].
В нефти Русского месторождения содержание сырого кислотного экстракта, извлеченного 2 %-ной спиртовой щелочью составило 0,08 % (скважина Р-12) и 0,13 % (скважина Р-44). В то же время содержание сырого кислотного экстракта во фракции моторного топлива, выкипающей в интервале 240-350 С, составило 0,25 %. Данная фракция была выделена из нефти Русского месторождения путем перегонки под вакуумом по методике [93].
Исследование процессов разрушения водонефтяных эмульсий Русско-го месторождения в промысловых условиях при естественном режиме разработки
При проведении процесса разрушения эмульсий в лабораторных условиях содержание механических примесей в пробах колебалось в пределах 0.03-0,37 %, что, как будет показано далее в разделе 3.2, соответствовало условиям эксплуатации месторождения в естественном режиме.
Величина адсорбции природных, эмульгаторов на поверхности глобул, являющаяся одним из показателей устойчивости водонефтяных эмульсий [43], способна изменяться в зависимости от величины межфазной поверхности (степени дисперсности) эмульсий. Степень дисперсности кроме того является одним из параметров, определяющих вязкость эмульсий [97], что позволило автору использовать величину вязкости для косвенной характеристики процессов, происходящих при образовании эмульсий [98].
Автором были проведены исследования зависимости дисперсности и вязкости эмульсий, образующихся при перемешивании водонефтяных смесей, от интенсивности перемешивания в аппарате с пропеллерной мешалкой.
Для приготовления эмульсий использовали высоковязкую нефть Русского месторождения (скважина Р-44) и 2 %-ный раствор хлористого натрия (модель пластовой воды). Размеры аппарата: диаметр лопастей мешалки - 0,035 м; внутренний диаметр аппарата - 0,045 м; высота жидкости в аппарате -0,045 м. Интенсивность вращения лопастей мешалки могла принимать ряд значений от 500 до 2500 мин" . Время перемешивания составляло 10 мин, температура эмульсии - 20 С. Объемная доля воды в эмульсии находилась в диапазоне отЮ до 50 %.
После перемешивания определяли среднечисленный диаметр глобул образовавшихся эмульсий микроскопическим способом и измеряли их динамическую вязкость на реовискозиметре Хепплера по известной методике. Результаты представлены на графиках (рисунок 2.3 и 2.4). диаметра глобул воды от интенсивности перемешивания при объемной доле воды 50 %
Из рисунка 2.3 видно, что с ростом интенсивности перемешивания вязкость эмульсий при одной и той же обводненности вначале повышается до некоторого значения, а зщатем стабилизируется или даже уменьшается при объемной доле воды 50 %. Следовательно, дисперсность водяных глобул в этих условиях должна с увеличением интенсивности перемешивания вначале уменьшаться, а затем стабилизироваться или возрастать, как это показано на графике (рисунок 2.4).
Для объяснения этого явления можно предположить следующее. Известно, что при образовании водонефтяных эмульсий в случае отсутствия бронирующих оболочек на водяных глобулах протекают два процесса, находящихся в динамическом равновесии: диспергирование глобул и их коалесценция. Равновесие определяется минимальным размером глобул, способным существовать при данной интенсивности перемешивания. Рост степени турбулизации водо-нефтяной смеси способствует диспергированию глобул, уменьшению их минимально возможного размера и соответственно ведет к росту межфазной поверхности в объеме эмульсии. С увеличением межфазной поверхности возникает дефицит природных эмульгаторов, значительно снижается величина их адсорбции на поверхности водяных глобул. Так, при уменьшении диаметра глобул с 2,6 до 2,2 мкм при увеличении интенсивности перемешивания от 500 до 1500 мин"1 (рисунок 2.4) площадь межфазной поверхности увеличивается в 11,2 раза, что влечет за собой соответственное уменьшение величины адсорбции природных эмульгаторов на этой поверхности и обусловливает появление глобул с непрочными бронирующими оболочками. Увеличение числа глобул с непрочными бронирующими оболочками приводит к смещению динамического равновесия в сторону коалесценции и к стабилизации размера глобул на одном уровне, а при повышенном водосодержании и к их укрупнению.
Таким образом, увеличение степени турбулизации при образовании водо-нефтяных эмульсий Русского месторождения выше определенных пределов, обусловленных количеством природных эмульгаторов в нефти и величиной их адсорбции на межфазной поверхности, приводит к стабилизации размеров глобул, а при повышенном водосодержании и к их укрупнению и, соответственно, к уменьшению вязкости и устойчивости эсульсий.
. Исходя из полученных результатов можно предположить, что подобный характер зависимости дисперсности и вязкости эмульсий от гидродинамических условий их образования сохраняется м в промысловом оборудовании.
При разработке месторождения в естественном режиме решающее влияние на степень дисперсности водонефтяных эмульсий, образующихся при подъеме продукции скважин на поверхность оказывает способ эксплуатации скважин [64,65].
На графике (рисунок 2.5) показаны полученные автором зависимости вязкости промысловых эмульсий, образовавшихся при эксплуатации скважин на опытно-промышленном участке Русского месторождения с использованием штанговых глубиннонасосных установок, и искусственно приготовленных в лабораторных условиях от объемной доли воды в эмульсии. Температура проведения измерений была равна 20 С, что соответствует пластовой температуре Русского месторождения.
Технология эксплуатации скважин, сбора и подготовки нефти с комплексным использованием углеводородных разбавителей в условиях разработки месторождения в режиме внутрипластового горения
С целью улучшения процесса обезвоживания высоковязких нефтей нами предложен способ совместного применения разбавителей и промывочной воды [118]. Разработана технология, согласно которой промывочную воду предварительно диспергируют в углеводородном разбавителе, т.е. вводят в сырую нефть воду уже в виде глобул. Перемешивание эмульсии с промывочной водой вызывает перераспределение стабилизаторов эмульсий вследствие возросшей межфазной поверхности и в присутствии деэмульгатора облегчает разрушение бронирующих слоев на глобулах воды и их пептизацию в нефтяной фазе. Предварительное диспергирование воды в углеводородном разбавителе позволяет более резко увеличить межфазную поверхность в потоке сырой нефти по сравне-ниб с раздельным введением воды и разбавителя в высоковязкую нефть. Описание технологии будет дано в разделе 4.2.. здесь же приведены результаты экс 101 периментальных исследований, проведенных автором в лабораторных условиях с целью иллюстрации предложенного способа.
В данных экспериментальных исследованиях промывочная вода вводилась в искусственно приготовленную эмульсию Русского месторождения в виде эмульсии в смеси нефти и петролейного эфира марки 70-100 (модель углеводородного разбавителя). Для сравнения параллельно проводились опыты, в которых разбавитель и вода вводились раздельно.
Методика экспериментов заключалась в следующем. Приготавливали в пропеллерной мешалке при 500 мин"1 в течение 10 мин водонефтяную эмуль сию, объемная доля воды в которой составляла 50 %. Параллельно приготавли вали эмульсию промывочной воды в смеси нефти и петролейного эфира (соот ношение компонентов в дисперсионной среде 1:1). В исходную эмульсию вво дили деэмульгатор в виде 0,5 %-ного раствора в толуоле, эмульсию промывоч ной воды, термостатировали 20 мин при 80 С и затем перемешивали с де эмульгатором при 500 мин" . Расход разбавителя поддерживали исходя из того, чтобы содержание его в расчете на обезвоженную нефть составляло 30 %. Об работанную деэмульгатором систему отстаивали в течение 60 мин и определя ли остаточное содержание воды по методу Дина-Старка. . В следующем цикле опытов разбавитель и вода вводились раздельно, режимы обработки оставались прежними. Результаты даны в таблице 3.22.
Из представленных в таблице 3.22. данных следует, что при введении диспергированной в разбавителе промывочной воды достигается полное обезвоживание высоковязкой устойчивой эмульсии Русского месторождения. При раздельном вводе воды и разбавителя не удалось в тех же условиях получить нефть высокого качества.
Таким образом, при разработке Русского месторождения методом внут-рипластового горения возрастает устойчивость эмульсий, поднимаемых на поверхность. Рост устойчивости обусловлен изменением степени диспергирования эмульсии при подъеме на поверхность вследствие увеличения газовых фак 102 торов продукции скважин (на начальной стадии процесса) и повышением содержания природных эмульгаторов за счет окисления нефтяной фазы в процессе внутри пластового горения (на стадии развитого процесса).
Экспериментальные исследования, проведенные с использованием продуктов лабораторного моделирования процесса ВГ показали, что появляющиеся на стадии развитого процесса ВГ стойкие эмульсии трудно поддаются термохимическому разрушению в режимах, при которых удовлетворительно происходит обезвоживание продукции, добываемой при естественном режиме разработки.
Для совместной подготовки нефтей, добываемых с участков месторождения, функционирующих в различных режимах разработки, и тем более, индивидуальной подготовки нефти, добываемой с участков, разрабатываемых методом ВГ, следует применять технологию с использованием углеводородных разбавителей.
Автором предложен и обоснован способ комплексного использования при подготовке высоковязких нефтей углеводородных разбавителей и промывочной воды путем диспергирования последней в разбавителе, и показана его эффективность для обезвоживания устойчивых эмульсий Русского месторождения.
Предполагается, что широкое вовлечение Русского месторождения в разработку будет происходить при естественном режиме [119] с использованием для подъема жидкости на поверхность штанговых глубинных насосов [120], а в перспективе и винтовых насосов .
Наличие в разрезе скважин мощного слоя вечномерзлых пород (около 300 м) обусловливает охлаждение продукции при ее подъеме на поверхность. На графике (рисунок 4.1) показаны расчетные изменения устьевых температур для скважин с характерным для Русского месторождения дебитом (30 м3 в сутки по жидкости) в зависимости от времени эксплуатации и температуры на забое. Расчеты проводились, исходя из условий эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами.
Похожие диссертации на Разработка и обоснование основных принципов промысловой подготовки высоковязких нефтей на месторождениях Западной Сибири
