Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ условий сбора и подготовки нефти и воды на поздней стадии разработки туймазинского нефтяного месторождения 9
1.1. Осложнения в эксплуатации и основные причины реконструкции систем сбора продукции скважин и промысловой подготовки товарной нефти 9
1.2. Анализ эффективности деэмульгаторов, применяемых для сброса воды при сборе девонской нефти 18
1.3. Усовершенствованные системы сбора продукции скважин с ранним путевым сбросом попутно-добываемой воды 22
Выводы 34
2. Принципиальные схемы и исследование работы трубных водоотделителей 35
2.1. Основы предварительного сброса воды с помощью трубных водоотделителей (ТВО) 35
2.2. Современные аппараты предварительного сброса пластовой воды 40
2.3. Гидродинамические особенности движения обводненной нефти в наклонных аппаратах TBO 44
2.4. Влияние способов механизированной эксплуатации скважин на степень разрушенности эмульсий на входе в ТВО 47
Выводы 50
3. Оптимизация технологии предварительного сброса попутно-добываемой воды на установках ТВО 51
3.1. Исследование факторов, влияющих на качество сбрасываемой в ТВО воды и количество остаточной воды в нефти 51
3.2. Зависимость количества нефти в сбрасываемой воде от пропускной способности ТВО 59
3.3. Обоснование выбора рациональных точек подачи деэмульгатора в добываемую жидкость 61
3.4. Разработка методики выбора и испытание деэмульгаторов для подготовки добываемой жидкости к расслоению 71
Выводы 78
4. Основы проектирования установок ТВО при сборе обводненных нефтей различных горизонтов
4.1. Разработка технологии предупреждения образования стабилизатора эмульсии-сульфида железа при смешивании вод различных горизонтов 80
4.2. Методика расчета ТВО при добыче обводненных девонских и угленосных нефтей 90
Выводы 102
Основные выводы и рекомендации 103
Список использованных источников 105
- Осложнения в эксплуатации и основные причины реконструкции систем сбора продукции скважин и промысловой подготовки товарной нефти
- Основы предварительного сброса воды с помощью трубных водоотделителей (ТВО)
- Исследование факторов, влияющих на качество сбрасываемой в ТВО воды и количество остаточной воды в нефти
- Разработка технологии предупреждения образования стабилизатора эмульсии-сульфида железа при смешивании вод различных горизонтов
Введение к работе
Большинство крупнейших нефтяных месторождений России, находящихся в настоящее время на поздних стадиях разработки, характеризуются значительными объемами попутно-добываемой пластовой воды. Перекачка высокообводненной продукции до централизованных пунктов сбора и подготовки нефти, а также утилизация попутно-добываемой воды в систему поддержания пластового давления перегружают промысловые трубопроводы и увеличивают их капиталоемкость, требуют больших затрат на встречные перекачки, борьбу с коррозией, эмульгированием смесей, снижают экологическую безопасность нефтедобывающих регионов и т.д. Наиболее показательным в этом отношении является Туймазинское нефтяное месторождение, история разработки которого всегда была связана с появлением и решением различных проблем нефтедобычи.
В последние годы на месторождениях Республики Башкортостан успешно внедрены трубные водоотделители (ТВО), позволяющие осуществлять путевой сброс попутно-добываемой воды непосредственно в районах расположения объектов нефтедобычи. Водоотделители могут размещаться в полевых условиях или на централизованных площадках системы сбора нефти, газа и воды, не требуют дополнительного обслуживания, изготавливаются из обычных стальных труб диаметром 1020... 1420 мм. Практика эксплуатации таких водоотделителей на Туймазинском нефтяном месторождении показала возможность сброса воды в количестве более 90% к объему поступающей в аппарат воды. Остаточное содержание водной фазы в отводимой нефти не превышает в настоящее время 10%.
Трубные водоотделители позволили значительно сократить протяженность водоводов в системе поддержания пластового давления и повысить качество сбрасываемой воды по количеству нефтепродуктов и мехпримесей. Поэтому трубные водоотделители размещают
7 преимущественно в районах расположения блочных кустовых насосных
станций системы поддержания пластового давления.
На централизованных площадках системы сбора ТВО в ряде случаев успешно заменяют выпускаемые промышленностью аппараты установок сброса воды благодаря обеспечению высокого качества воды по содержанию нефтепродуктов и глубине обезвоживания нефти.
Вместе с тем, для дальнейшего повышения эффективности работы ТВО требовалось решение проблем, связанных с исследованием и оптимизацией процесса подготовки продукции скважин к расслоению на нефть и воду в аппарате. Для проектирования аппаратов ТВО отсутствовала методика расчета их объемов, что приводило и оправданно завышенному объему капвложений или неудовлетворительным показателям качества работы ТВО.
Целью настоящей работы является повышение эффективности работы трубных водоотделителей путем исследования и оптимизации процесса подготовки продукции скважин к расслоению, а также выбора объема аппарата.
В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи:
Осложнения в эксплуатации и основные причины реконструкции систем сбора продукции скважин и промысловой подготовки товарной нефти
Поздние и заключительные стадии освоения крупнейших нефтяных месторождений связаны с реконструкцией систем сбора нефти ввиду коренных изменений условий их разработки и эксплуатации. Проект обустройства нефтяных месторождений, как показала практика разработки месторождений Урало-Поволжья, не может быть универсальным и удовлетворяющим условиям как начальных, так и завершающих этапов освоения залежей нефти.
В качестве иллюстрации рассмотрим ситуацию, сложившуюся к середине 90-х годов прошлого столетия в системе сбора добываемой продукции Туймазинского месторождения.
В тот период в НГДУ «Туймазанефть» нефти девонского горизонта добывались на всех промыслах. На промыслах 1, 2, 3, 4, 5 добыча, сбор и подготовка их в основном производилась отдельно от нефтей угленосного горизонта. Сбор продукции скважин девонского горизонта осуществлялся по однотрубной системе. Непосредственно на месторождениях сброс основной массы пластовой воды не производился. Сепарация газа и сброс воды производились на УПС (КССУ) №№ 1, 2, 3, 4, 5. Поэтому в системе сбора дозировка деэмульгаторов не производилась. Деэмульгатор дозировался в поток продукции скважин перед УПС (КССУ). Обработанная таким образом нефть поступала на УКПН-4 для глубокого обезвоживания и обессоливания. К этому периоду обводнение продукции скважин Туймазинской площади уже достигло порядка 90%.
Исследования /11, 16, 28, 36, 60, 63, 65, 77/, выполненные институтом БашНИПИнефть совместно с ЦНИПР НГДУ «Туймазанефть» показали, что осложнения в эксплуатации были связаны с тем, что на месторождении преимущественное развитие получили однотрубные централизованные системы сбора продукции скважин, которые при высокой обводненности нефти и больших расстояниях промыслового транспорта, начинали терять свои преимущества. Возрастание объемов попутно добываемой с нефтью воды приводило к перегрузке сборных трубопроводов, снижению их надежности из-за коррозии труб и сроков эксплуатации. Увеличивались энергозатраты на встречные перекачки пластовой воды в нефтесборные пункты и обратно на месторождения для закачки в нефтяные пласты. Возрастали затраты тепловой энергии и дорогостоящих химических реагентов на транспорт и подготовку высокообводненной нефти.
Анализ причин ухудшения технико-экономических показателей и надежности систем сбора и подготовки нефти показал, что они в значительной степени связаны с существующей технологией и техникой разделения продукции скважин, которая не учитывала специфические свойства газожидкостных систем, их многообразие и сложность прогнозирования при обводнении, смешении нефтей и вод различных горизонтов месторождения.
К анализируемому периоду уже были введены в активную разработку мелкие месторождения угленосных нефтей (Ардатовское, Калаевское, Мустафинское). В трубопроводы с угленосной нефтью поступало до 15% девонской нефти, которые совместно поступали на площадку УКПН-5.
Из-за отсутствия предварительного сброса воды высокообводненная продукция скважин Туймазинского месторождения и Ардатовской группы поступала на УКПН-5, где осуществлялась подготовка нефти.
Пластовые воды Ардатовской группы месторождений имеют высокую плотность (до 1170 кг/м3) и минерализацию (до 270 г/л), содержат большое количество ионов кальция (до 19000 мг/л) или -95 мг-экв/100г воды, D1), магния (до 3800 мг/л воды или 32 мг-экв/100г воды, D1), сульфат ионов (до 680 мг/л или 1,42 мг-экв/100г воды, С1ВВ), карбонат - ионов (до 200 мг/л или 0,3 мг-экв/100гводы, С1ВВ).
Таким образом, при существовавшей системе сбора продукции скважин Туймазинской и Ардатовской группы месторождений, когда с обводненными угленосными нефтями смешивалась высокообводненная девонская нефть, увеличивалась возможность осадкообразования за счет карбонатов и сульфатов кальция и магния.
Образованию осадков способствовало повышение значений рН пластовых вод от 5,7...5,8 на устье скважин до 7,2 - в общем коллекторе на входе в УКПН-5. В попутно-добываемых девонских водах имеется до 45 мг/л ионов железа при рН воды = 5,7. В угленосных нефтях, поступающих на УКПН-5, содержится 100-200 мг/л сероводорода (Технический регламент установки комплексной подготовки нефти № 5 НГДУ «Туймазанефть», ТР-39-64584-13-90 г. Октябрьск, 1990г.). Попадание девонских нефтей в систему сбора угленосной нефти являлось одной из причин появления сульфида железа в нефтесборных коллекторах. Количество образующегося FeS определяется содержанием железа и сероводорода в смешивающихся нефтях, пропорциями смешения, а также кислотностью водной фазы смешивающихся жидкостей. При значениях рН 5,5 количество сульфида железа приближается к максимально возможному при любом из соотношений девонской и угленосной нефтей. Наряду с сульфидом железа в продукции, поступающей на УКПН-5, содержался сероводород (например, в Ардатовском потоке 100 мг/л, в общем потоке - 70 мг/л).
Определение состава и физико-химических свойств нефтей в коллекторах на входе в УКПН-5 показало, что ряд нефтей имеет повышенную вязкость (более 60 мПа-с в Ардатовском потоке), повышенное содержание смол (Ардатовский поток) и парафинов (до 4,3% - в общем потоке).
В этой связи угленосные нефти, поступающие на подготовку УКПН-5 требовали тщательного подбора ассортимента реагентов-деэмульгаторов. Таким образом, продукция девонских скважин ранее поступала на УПС 1, 3, 5 для сброса воды, откуда обезвоженная до 5% нефть направлялась на УКПН-4 на обессоливание. Продукция угленосных скважин поступала непосредственно на УКПН-5 для подготовки, т.е. предварительный сброс на месторождении отсутствовал. Существовавшая система грузопотоков Туймазинского месторождения на 01.01.96г. приведена на рис. 1.1. Действующие УПС с металлоемким и дорогостоящим оборудованием, технологическими резервуарами типа РВС, требующими периодического капитального ремонта, к тому времени уже морально устарели. Принципиальная схема сбора продукции только девонских скважин приведена на рис. 1.2, показывающая отсутствие путевого сброса воды на месторождении. Продукция скважин с обводненностью 90-96% поступала на УПС-1-3, УПС-5 и КССУ УКПН-4, где осуществлялось обезвоживание нефти. Обезвоженная разгазированная нефть с УПС-1-3, УПС-5 с обводненностью до 1% поступала на УКПН-4, где проводилось обессоливание нефти.
Основы предварительного сброса воды с помощью трубных водоотделителей (ТВО)
Движение обводненной нефти в промысловых трубопроводах с одной стороны сопровождается образованием подстилающего слоя воды в трубах в результате осаждения крупнодисперсной фракции капель. С другой стороны, разгазирование нефти и достаточно продолжительное время перекачки по трубопроводам сопровождается дальнейшей адсорбцией стабилизатора на межфазной поверхности, старением и увеличением агрегативной устойчивости эмульсии /29/. При достижении обводненности 75% и более вследствие инверсии фаз поток жидкости происходит практически в расслоенном состоянии. Согласно /7, 17, 76/, основным источником образования эмульсий является насосное оборудование добывающих скважин и дожимных насосных станций. В трубопроводах ввиду небольших значений параметра Рейнольдса дополнительное эмульгирование не происходит, а, напротив, для жидкости создаются условия расслоения /31, 33/.
Расслоение жидкостей в трубопроводах создает условия для отвода водной фазы из нижней части во избежание повторного диспергирования в перекачивающих насосах. Ранний путевой сброс и утилизация воды в систему поддержания пластового давления (ППД) снижает нагрузки с трубопроводов и системы сбора и подготовки нефти в целом /2, 3, 4, 5, 36, 53, 70/. Одновременно сброс воды из нижней части емкостей позволяет отводить одновременно значительное количество механических примесей, концентрирующейся вначале на поверхности глобул воды. В период расслоения механическая примесь переходит большей частью в водную фазу и попадает в сточную линию. БашНИПИнефтью выполнены исследования, проведенные на концевом участке технологического трубопровода (диаметром 1020 мм), которые показали, что при нагрузке по жидкости (до 30000 м сут) и газовом факторе 910нм3/м3) имеет место расслоение газоводонефтяной смеси, причем, граница раздела водной фазы находится на 370...450 мм выше нижней образующей трубы, граница нефтяной фазы - на 700.. .750 мм. Количество нефтепродуктов в пробах, отобранных с различных уровней, составило: 100 мм - 70 мг/л, 200 мм - 120 мг/л, 300мм - 400 мг/л.
Приведенные данные свидетельствуют, что при послойном выводе 30% воды (6300 м3/сут) среднее содержание нефтепродуктов составляет 84 мг/л; при послойном выводе 50% (10400 м /сут) - 153 мг/л. Реализация послойного вывода пластовой воды позволяет отделить из жидкостного потока 40...60% водной фазы с содержанием нефтепродуктов 100 - 200 мг/л.
Полученные результаты позволяют сделать вывод о возможности сброса воды из нижней части трубопроводов большого диаметра /18, 19, 23, 24, 45, 46, 49, 57, 58, 59, 67, 68, 69, 84, 86/. На этом же принципе основана разработка трубных водоотделителей, представляющих собой отрезок трубы диаметром 1020... 1420 мм и длиной 80... 120 м /80, 83, 85/. Труба имеет небольшой (около 4) уклон, позволяющий водной фазе скапливаться в нижней ее части и отводиться под избыточным давлением емкости.
Газонефтяная смесь, скапливаясь в верхней части наклонной трубы и разделяясь, отводится самостоятельными линиями в нефтепровод. Трубные водоотделители могут размещаться как вблизи расположения кустов добывающих скважин, т.е. непосредственно на открытой местности с учетом ее рельефа, либо на узловых площадках ДНС (дожимных насосных станций) или ЦПС (централизованных пунктов сбора). ТВО не требуют специального обслуживания, строительства площадок с коммуникациями, электроэнергией и т.д.
Для разрушения эмульсии, продукция обрабатывается реагентами-деэмульгаторами, которые вводятся в нее в системе сбора или непосредственно перед установкой. Степень предварительного обезвоживания нефти при путевом сбросе должна соответствовать агрегативной устойчивости эмульсии на входе в установку с тем, чтобы при дальнейшем транспорте выделение свободной воды из нее отсутствовало или было минимальным. При сбросе воды на ДНС процесс разделения, как правило, ведется также без подогрева продукции, но в отдельных случаях, при низкой температуре потока, на устье скважин или в системе сбора (менее 5...7С) для снижения вязкости и агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии подогрев становится необходим. Остаточная обводненность нефти после сброса воды в системе сбора колеблется от 5 до 30% объемных. Трубные водоотделители нашли массовое применение на промыслах ОАО «АНК Башнефть» /63/.
Гидравлическая схема ТВО обеспечивает движение предварительно расслоенных нефти и воды в противоположных направлениях, что позволяет разделить аппарат по длине на отдельные отстойные зоны и создать для каждой фазы благоприятные условия разделения.
Вместе с тем, как в горизонтальных, так и в наклонных разделителях обеспечивается неполный сброс воды из-за отсутствия регулирования в них межфазного уровня. В связи с этим отвод воды из трубных разделителей устанавливается по производительности откачивающих насосов КНС.
Оставшееся количество свободной воды вместе с отстоявшейся нефтью выводится в нефтепровод и транспортируется под собственным давлением или дожимными насосами на ЦПС для дальнейшей подготовки.
Для предотвращения попадания нефтяной фазы в водный коллектор, сбоя в работе системы поддержания пластового давления и потерь добытой нефти в последние годы разработаны регуляторы межфазного уровня, основанные на гидростатическом принципе поддержания одинакового водораздела в ТВО и регуляторе.
Трубный водоотделитель выполняет также функцию буфера, стабилизирующего поток . при неравномерном поступлении газоводонефтяного потока, свойственных рельефной местности.
При сбросе воды необходимо наличие в технологической схеме буферных емкостей для нефти и воды, соединенных с трехфазным разделителем газоуравнительной линией и имеющих регулирование уровня на границе с газовой зоной.
Принципиальная схема установок раннего путевого сброса воды приведена на рис. 2.1. Возможна работа трубного разделителя в двух вариантах с отводом отделившегося газа в сборный газопровод и с возвратом в поток нефти, транспортируемой в НСП. Для компенсации неравномерного поступления ГЖС в пункты сбора, вызванного расслоением фаз в рельефных трубопроводах, трубные разделители на входе оснащаются успокоительными коллекторами (депульсаторами) и устройствами предварительного отбора газа. Частично обезвоженная нефть направляется на дожимную насосную станцию или УКПН. Пластовая вода после отвода из отстойника за счет избыточного давления направляется на БКНС.
Исследование факторов, влияющих на качество сбрасываемой в ТВО воды и количество остаточной воды в нефти
Как уже отмечалось выше, по мере движения пластовых жидкостей по трубопроводам промысловой системы сбора нефти в силу гидродинамических особенностей потока создаются условия осаждения крупных капель воды и образования подстилающего слоя /8, 31, 32, 33/. Дело в том, что диспергирование водогазонефтяной смеси в насосных подъемниках скважин происходит с интенсивностью турбулизации, значительно превышающей турбулизацию в трубопроводе /17, 52, 76/. Поэтому, дополнительное диспергирование смеси в промысловых трубопроводах практически отсутствует.
Усиление процесса расслоения жидкостей в трубопроводах происходит из-за наличия в них поверхностно-активных веществ, способствующих коалесценсии мелких капель воды в потоке нефти, их укрупнению и осаждению в трубах с образованием послойного течения.
Ввод деэмульгаторов осуществляется как в скважинах, так и различных точках нефтесборной системы. Обычно ввод реагентов осуществляется для предварительного разрушения нефтяных эмульсий, образующихся в скважинном оборудовании, с целью снижения давления в трубопроводах, улучшения отделения воды на УПСВ и ДНС, а также улучшения процесса подготовки нефти в ЦПС.
Степень подготовленности эмульсий к расслоению (или степень разрушенности эмульсии) существенно влияет на работу отстойных аппаратов /55, 57, 58, 81, 82/. С увеличением степени разрушенности эмульсий снижаются объем остаточной воды в отводимой нефти и количество нефти в отделяемой воде /80, 81/. В /82/ экспериментально в лабораторных условиях были получены зависимости для расчета количества остаточной воды в отводимой нефти для трубчатого отстойника и отстойника с перегородками (рис. 2.2) для эмульсии с 50%-ной обводненностью: BTOCT=[-0,17/n(Q)+l,02]/Cp (3.1) Вп ост = [- 0,08 /n (Q) + 0,47] / Ср (3.2) где: Q - производительность аппарата, 10 6 м3/с Ср - степень разрушенности эмульсии, %. Под степенью разрушенности в данном случае понимается отношение количества свободно выделившейся за 30 минут воды к общему количеству воды в жидкости. Для тех же аппаратов в /81, 82/ получены зависимости для расчета количества нефти в отделяемой воде: Ст = 24,3 exp (0,0055-Q), мг/л (3.3) Сп = 0,23-О+14,7,мг/л (3.4) Зависимости (3.1)-(3.4) получены для значений Q = 700...2000 м /сут. Формулы (3.3) и (3.4) показывают, что с увеличением загрузки аппарата по жидкости Q количество нефти в отводимой воде возрастает, т.е. качество сбрасываемой воды ухудшается. Установлено также, что для эффективной работы аппаратов необходимо, чтобы степень разрушенности эмульсий на входе составляла не менее 90%.
Для оценки влияния степени разрушенности эмульсий на входе в аппарат ТВО на количество сбрасываемой воды были проанализированы пробы жидкостей в различные периоды работы установок сброса воды УПС «Туркменево», ТВО-29, ТВО-20Д, ДНС «Давлеканово» и ТВО-20С. Разные периоды их эксплуатации до вывода на оптимальный режим характеризовались различной степенью разрушенности эмульсий.
Во всех случаях видно, что увеличение разрушенности эмульсий приводит к росту количества сбрасываемой воды на промышленных установках. Согласно замеров, соотношение объемов сбрасываемой и поступившей в аппарат воды в установках УДН «Туймазанефть» колеблется в пределах 85...99%, что было достигнуто оптимизацией подачи деэмульгаторов в систему промысловых трубопроводов.
По ряду установок сброса воды в УДН «Туймазанефть» выполнен анализ содержания остаточной воды в отводимой нефти (табл. 3.1).
Из этой таблицы видно, что в летние периоды эксплуатации содержание остаточной воды уменьшается, что связано с повышением температуры отстоя. Наименьшее количество остаточной воды приходится на июнь-август месяцы.
По содержанию нефтепродуктов в воде температурной закономерности температурной не установлено (табл. 3.2). Вместе с тем, содержание нефтепродуктов в сбрасываемой воде существенно зависит от загрузки аппарата по жидкости. На рис. 3.2 показана зависимость содержания нефти в воде (мг/л) от загрузки аппаратов (м3/сут) по водонефтяной смеси. Видно, что с ростом загрузки количество нефтепродуктов резко возрастает. Исходя из того, что геометрия аппаратов ТВО и их объемы в значительной степени не отличаются можно заключить, что на количество содержания нефтепродуктов в сбрасываемой воде оказывает основное влияние время пребывания жидкостей в аппарате.
Содержание механических примесей в сбрасываемой воде количественно мало отличается от содержания нефтепродуктов (табл. 3.3). Близкие по значимости цифры в табл. 3.2 и 3.3 свидетельствуют о том, что механические примеси сосредоточены в основном в нефтяных каплях, а, точнее, на межфазной поверхности в силу избирательной смачиваемости частицами механических примесей воды и нефти.
Пластовая жидкость с предварительно разрушенной структурой эмульсий, поступив в аппарат ТВО, разделяется в обоих направлениях от входного узла на составляющие компонентов. Для эффективного расслоения нефти и воды требуется определенное время, зависящее от объема аппарата и загрузки по жидкости. С увеличением объема и снижения загрузки время пребывания добываемой продукции увеличивается, и эффективность работы ТВО возрастает.
Совершенно очевидно существование технически и экономически целесообразного объема аппарата ТВО, превышение которого уже не приведет к существенному улучшению показателей его эффективности при заданной нагрузке. Поэтому объем аппарата должен выбираться исходя из минимально необходимого времени пребывания жидкости в аппарате и количества поступающей в него жидкости. Минимально необходимое время при этом определяется из условия обеспечения предельно допустимой концентрации нефти в сбрасываемой воде. К этому показателю предъявляются повышенные требования в связи с возможной кольматацией призабойной зоны нагнетательных скважин нефтепродуктами. Отметим, что такие осложнения имели место во многих регионах нефтедобычи с предварительным сбросом добываемой воды.
С целью оценки влияния времени пребывания добываемой жидкости в аппарате ТВО на содержание нефтепродуктов в сбрасываемой воде были проанализированы по установкам количества содержания нефти в воде, объемы аппаратов и их загрузки по жидкости. По последним двум технологическим характеристикам рассчитывалось время пребывания жидкостей в аппаратах ТВО.
Разработка технологии предупреждения образования стабилизатора эмульсии-сульфида железа при смешивании вод различных горизонтов
Одним из сильнейших стабилизаторов нефтяных эмульсий является сульфид железа FeS, образуемый при взаимодействии сероводорода H2S с соединениями железа - ионами железа FeCl2 /14, 15/.
В процессе разработки и эксплуатации Туймазинского нефтяного месторождения в системах сбора и подготовки нефти происходило смешение пластовых вод девонских и угленосных отложений. Присутствие ионов железа в девонской воде и сероводорода в угленосной /22,44/ приводило к образованию сульфида железа, наличие которого вызывает осложнения в подготовке товарных нефтей и усиливает коррозию используемого оборудования /14, 15/. Данная проблема является актуальной и в настоящее время.
Анализ данных о работе ТВО-20С (табл. 4.1) и схема сбора угленосной нефти ЦДНГ-4 «Александровка» (рис. 4.1), подключенной к нему, показал, что в систему сбора угленосной нефти подключены девонские скважины. На различных групповых установках доля девонской жидкости различна и максимальное значение достигает 15% для коллектора ГУ-1049. Кроме того, в коллектор с угленосной нефтью подключены 7 скважин (2004, 1187, 744, 741, 747, 1364 и 516) с дебитом нефти 4,4 м3/сут и средней обводненностью 53,7%.
Составленная на основании ранее проведенных многочисленных исследований количественная характеристика наличия сульфида железа на установках подготовки нефти в водной и нефтяной фазах показала /34/, что содержание сульфида железа в нефти при подготовке практически не меняется, а в воде - даже возрастает. Следовательно, в товарной нефти сульфида железа примерно столько же, сколько поступает с нефтяной фазой водонефтяной смеси; кроме того, часть сульфида железа может переходить из нефтяной фазы в водную. Таким образом, эффективность удаления сульфида железа при существующей технологии подготовки нефти очень низка.
Автором предложен способ предупреждения образования сульфида железа на стадии сбора скважинной продукции, основанный на вводе в девонскую пластовую воду хелатообразующих реагентов (комплексонов), связывающих ионы железа и переводящих их в комплексные соединения. К торговым маркам таких реагентов относятся комплексоны ДПФ, НТФ и ИСБ. Для проведения лабораторных исследований из подводящего к ТВО оллектора была отобрана проба водонефтяной смеси угленосного и девонского отложений. Содержание сульфида железа составило 100-125 мг/л.
Были отобраны также пробы отдельно с коллекторов с угленосной и девонской жидкостью.
В пробы с девонской жидкостью добавляли комплексоны, в качестве которых были выбраны следующие реагенты: ДПФ, ИСБ-1, Трилон-Б, Инкризол. Дозировка каждого реагента составляла 50 г/т. Затем пробы девонской и угленосной жидкостями смешивались, причем девонская жидкость составляла 15 % от общего объема. Испытания проводились при комнатной температуре, время экспозиции 3 ч. Содержание сульфида железа определялось каждые полчаса.
В пробы с девонской жидкостью добавляли комплексоны ИСБ-1 и Инкризол в количестве 5, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45 и 50 г/т. Затем обработанные пробы с девонской жидкостью в количестве 15 % от общего объема смешивали с угленосной жидкостью.
Испытания проводились при комнатной температуре, время экспозиции каждой пробы соответствовало 3 ч. Результаты исследования, представленные на рис. 4.3, показали, что оптимальной для реагента ИСБ-1 является дозировка 25 г/т, при которой происходит значительное снижение содержания сульфида железа (с исходного 125 мг/л до 52 мг/л). Дальнейшее увеличение дозировки не обеспечивает существенного снижения содержания сульфида железа. Реагент Инкрезол показал аналогичные результаты: при дозировке 25 г/т содержание сульфида железа в смеси угленосной и девонской жидкостей снизилось со 125 до 57 мг/л.
Таким образом, введение комплексонов в девонскую жидкость позволяет существенно снижать содержание сульфида железа при последующем смешивании ее с угленосной жидкостью.
В результате лабораторных исследований предложена технология борьбы с образованием сульфида железа FeS, которая заключается в следующем. На прием насосов высокообводненных скважин с девонской нефтью производится подача комплексонов, которые связывают ионы железа и переводят их в комплексные соединения. Далее обработанная таким образом жидкость перемешивается в коллекторе с угленосной обводненной нефтью, в результате чего уже не происходит образования сульфида железа.
При проведении промысловых испытаний предложенной технологии предварительно была отобрана проба смеси угленосной и девонской жидкостей из подводящего к ТВО коллектора. Определение FeS производилось согласно /87/. Содержание сульфида железа составило 125 мг/л.
Затем на прием насосов через затрубное пространство девонских скважин №№ 2004, 1187, 744, 741, 747, 1364 и 516, подключенных к коллектору с угленосной нефтью, дозировался водорастворимый комплексен ИСБ-1 из расчета примерно 25г на тонну девонской продукции.
По истечении 10 суток из коллектора вновь была отобрана проба смеси угленосной и девонской жидкостей и определено содержание сульфида железа FeS, которое составило 57 мг/л.
Таким образом, содержания FeS в отобранной жидкости до внедрения такой технологии составляло 125 мг/л, после внедрения 57 мг/л.
В этой связи можно утверждать, что дозирование хелатообразующих реагентов в скважины, отбирающие высокообводненную жидкость с девонских горизонтов, является простой и надежной технологией борьбы с образованием сульфида железа. Снижение содержания сульфида железа в водонефтяной эмульсии существенно улучшает процесс деэмульсации нефти за счет уменьшения стабилизирующей роли природных эмульгаторов. При прочих равных условиях применения реагентов улучшается их пептизирующее действие на частицы бронирующих оболочек дисперсной фазы эмульсии.
На рис. 4.4 представлена кинетика отстоя эмульсий, отобранных из промысловых трубопроводов в период проведения экспериментов по предупреждению образования FeS. Отстой производился с полученными в предыдущем разделе значениями содержания FeS - 125 и 57 мг/л. Из рис. 4.4 следует, что снижение сульфида железа в составе стабилизатора нефтяной эмульсии смеси нефтей существенно увеличивает эффективность применения деэмульгаторов. В среднем применение типов деэмульгаторов, указанных в табл. 3.10, увеличивает отстой воды на 18% при снижении содержания FeS со 125 до 57 мг/л.
