Совершенствование технологии предварительного сброса пластовой воды на установках трубных водоотделителей

 

 

Рисунок 3 – Зависимость остаточного содержания нефти  
в сбрасываемой воде С_н.пр от загрузки аппарата  
по жидкости Q_ж

 

На рисунке 4 представлена зависимость содержания нефти в сбрасываемой воде от времени пребывания эмульсии, для которой экспериментальные данные получены на ряде установок сброса воды УДН «Туймазанефть» (ТВО-29, ТВО-20Д, ТВО-36, ТВО-20С,  
УПС «Мустафино», УПС «Ардатовка», УПС «Туркменево»). Видно, что с увеличением времени пребывания жидкости в ТВО качество сбрасываемой воды по содержанию нефти возрастает. Из рисунка 4 также следует, что при достижении времени отстоя около 1 часа для условий Туймазинского месторождения дальнейшее его увеличение не приводит к существенному уменьшению содержания нефти в сбрасываемой воде.

Зависимость, представленная на рисунке 4, позволяет рассчитать объем трубного водоотделителя по загрузке аппарата и времени отстаивания жидкости в течение 1 часа.

Для определения  оптимального места ввода деэмульгатора  выполнены лабораторные и промысловые  исследования расхода реагента при  вводе в жидкость до образования  высокодисперсных структур эмульсий и после их формирования или, применительно к добыче нефти, – на прием скважинных насосов и в узловые точки системы нефтесбора.

Лабораторные опыты  проведены на искусственных эмульсиях  нефтей при различных дозировках ПАВ и оборотах мешалки. Оценка влияния ввода ПАВ в жидкость до смешения и после эмульгирования в мешалке производилась по кинетике отстоя эмульсий с 60 %-ным содержанием воды. В качестве реагента был использован деэмульгатор СНПХ-4410 с различной дозировкой.

Рисунок 4 – Зависимость содержания нефти в воде от времени   пребывания поступившей жидкости в ТВО

 

Предварительная дозировка деэмульгатора из расчета 60 г/т нефти позволяет разрушить  эмульсию за 2 часа отстоя с выделением 50 % воды, в то время как без предварительной подачи деэмульгатора выделяется лишь 40 % воды (таблица 3).  При предварительной дозировке деэмульгатора с расходом   80 г/т нефтяная эмульсия, приготовленная при числе оборотов мешалки 2000 об./мин, разрушается практически полностью. При этом остаточное содержание воды в нефти составляет 5 % (таблица 4). При той же дозировке деэмульгатора в эмульсию, приготовленную при числе оборотов мешалки 1000 об./мин, эмульсия разрушается полностью уже в течение 1 часа.

Таким образом, заблаговременный ввод ПАВ в водонефтяную смесь до ее эмульгирования позволяет существенно улучшить процесс отстоя в ТВО.

Апробация полученных в  лабораторных условиях результатов  была проведена в промышленных условиях в системе сбора угленосной нефти, подключенной к установке ТВО-20С. Для эксперимента был выбран коллектор ГУ 3110, в начале которого подключена группа скважин  
№№ 3107, 3108, 3109, 3172, 3182, 3209, 2423 с суммарным дебитом по жидкости 190 м³/сут. Далее в этот коллектор подключены три скважины  №№ 181, 494 и 2229 с общим дебитом 6,8 м³/сут. Другими словами, движение и свойства эмульсий по скорости течения и обводненности после группы из 7 скважин изменялись несущественно.

Из указанной группы четыре скважины (№№ 3108, 3109, 3172, 3209) были оборудованы погружными электроцентробежными установками с дебитами 14,0; 52,5; 45,0; 57,14 м³/сут и обводненностью соответственно 90, 96, 98 и 93 %. Скважины №№ 3107, 3182, 2423 с дебитами по жидкости 5,70; 2,77; 6,35 м³/сут и обводненностью 86,0; 82,0; 4,0; 65,0 % были оборудованы штанговыми насосами. В коллектор ГУ 3110 подавался деэмульгатор «Рекод 118» из расчета 50 г/тн.

 

 

 

 

 

Таблица 3 – Результаты разрушения искусственной водонефтяной эмульсии (без предварительного дозирования  деэмульгатора)

ρ_н= 0,860 г/см³

ρ_в= 1,137 г/см³

W= 60 %

N= 2000 об/мин

 

№ №	Расход деэмульгатора	Отстой, мл, за время, мин
			15	30	60	90	120
1.	Q= 30 г/т	0	0	0	0	0
2.	Q= 50 г/т	10	20	25	30	37
3.	Q= 60 г/т	20	25	30	37	40
4.	Q= 80 г/т	22	25	35	40	45

 

Таблица 4 – Результаты разрушения искусственной водонефтяной эмульсии (с предварительным дозированием деэмульгатора)

ρ_н= 0,860 г/см³

ρ_в= 1,137 г/см³

W= 60 %

N= 2000 об/мин

 

№ №	Расход деэмульгатора	Отстой, мл, за время, мин
			15	30	60	90	120
1.	Q =10г/т	-	-	-	-	-
2.	Q = 30 г/т	-	-	-	-	-
3.	Q = 40 г/т	10	15	23	28	35
4.	Q = 50 г/т	20	28	30	35	40
5.	Q = 60 г/т	25	35	40	43	45
6.	Q = 80 г/т	26	38	43	45	55

 

 

Для эксперимента часть  деэмульгатора, дозируемого на ГУ 3110, при сохранении общего расхода жидкости была перенесена на приемы УЭЦН и УСШН  указанной группы скважин подачей реагента через затрубное пространство. По истечении 10 дней после начала такой закачки произведены повторные отборы жидкости для исследования стойкости эмульсии путем исследования кинетики отстоя.

Исследования показали, что в первом и втором вариантах  подачи ПАВ степень разрушения оказалась  соответственно 92 и 98 %.

Показано, что для дозирования  ПАВ на прием УЭЦН целесообразно  применять плоский кабель с дополнительным каналом-трубкой, применяемый в настоящее время в ОАО «АНК «Башнефть».

В работе экспериментально определены наиболее эффективные деэмульгаторы, применяемые для предварительной  подготовки нефти перед входом в  ТВО.

В четвертой  главе приводятся основы проектирования установок ТВО при сборе обводненных нефтей различных горизонтов.

Присутствие ионов железа в водах девонских отложений  и сероводорода в угленосных нефтях и водах при смешении жидкостей  в системе сбора приводит к  образованию наиболее сильного стабилизатора  нефтяных эмульсий - сульфида железа.

В целях предупреждения смешения девонской и угленосной обводненных нефтей на месторождении  внедрена система их разобщенного сбора, сброса воды (ТВО-20Д, ТВО-20С) и подготовки товарной нефти.

Вместе с тем реконструкция  систем сбора не позволила полностью исключить смешение добываемых жидкостей.

Выполненный анализ схемы  сбора угленосной нефти ЦДНГ-4 «Александровка», подключенного к ТВО-20С, показал, что в ряде случаев доля девонской  нефти в перекачиваемой смеси  в ряде коллекторов достигает 15 % (коллектор ГУ-1049). В этот коллектор поступала девонская жидкость семи скважин (2004, 1187, 744, 741, 747, 1364 и 516) с дебитом нефти 4,4 м³/сут и средней обводненностью 53,7 %.

Разработанный способ предупреждения образования сульфида железа основан на вводе в девонскую пластовую воду хелатообразующих реагентов (комплексонов), связывающих ионы железа и переводящих их в комплексные соединения. К товарным формам таких реагентов относятся комплексоны ДПФ, НТФ и ИСБ.

Способ предупреждения образования сульфида железа заключается в дозировании на приемы погружного насосного оборудования высокообводненных девонских скважин реагента перед тем, как продукция этой скважины смешается в системе сбора с угленосной обводненной нефтью.

На прием насоса через затрубное пространство скв. № 1187 дозировался водорастворимый комплексон ИСБ из расчета 5 г/м³ на тонну девонской воды. По истечении 10 суток из коллектора была отобрана проба на предмет определения сульфида железа.

До внедрения такой  технологии содержание сульфида железа в отобранной жидкости составило 125 мг/л, после внедрения - 57 мг/л.

В среднем по типам  применяемых деэмульгаторов эффективность  их действия при снижении содержания FeS в указанных пределах увеличивается на 18 %. Для определения оптимальных уровней дозировки хелатообразующих реагентов в девонскую воду были проведены лабораторные исследования.

Результаты  исследования, представленные на рисунке 5, показали, что оптимальной для реагента ИСБ-1 является дозировка 25 г/т, при которой происходит значительное снижение содержания сульфида железа (с исходного 126 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 практически на ту же величину.

Рисунок 5 – Содержание сульфида железа в смешанной водонефтяной эмульсии при различных дозировках комплексонов

 

На основе полученных результатов разработана методика расчета ТВО, показавшая существенное уменьшение металлоемкости аппаратов  сброса воды ТВО и расхода деэмульгаторов в условиях применения технологии борьбы с образованием FeS.

 

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнен  анализ условий эксплуатации  систем сбора и подготовки  нефти на поздних стадиях разработки  крупнейшего в России Туймазинского  нефтяного месторождения и обоснования  их реконструкции, предусматривающей  изменение грузопотоков жидкости  и предварительный сброс попутно добываемой воды на объектах добычи нефти.

2. На базе обзора  существующих типов и конструкций  установок предварительного сброса  пластовой воды на промыслах  показаны преимущества и перспективы  применения трубных водоотделителей,  а также гидродинамические особенности движения и расслоения в них поступающих водонефтяных смесей. Установлено, что при увеличении доли жидкости, добываемой скважинными электроцентробежными насосами, с 0,20 до 0,75 степень разрушенности эмульсий на входе в ТВО снижается примерно с 80 до 60 %.

3. Выявлено влияние  степени подготовленности пластовой  жидкости к расслоению на качество  сбрасываемой в ТВО и количество  остаточной воды в отводимой  нефти. Разработана методика и  экспериментально установлено минимально  допустимое (около 1 часа) время пребывания жидкости в ТВО, позволяющее производить расчет объема аппарата, обеспечивающего качественные показатели его работы для Туймазинского месторождения.

4. Лабораторными и  промысловыми экспериментами установлено  существенное снижение расхода деэмульгатора для подготовки жидкости к расслоению в ТВО при его заблаговременном вводе перед эмульгированием смеси на прием скважинных погружных насосов. Проведены испытания и определены наиболее эффективные деэмульгаторы для работы ТВО.

5. Разработана и испытана  технология борьбы с образованием  стабилизатора нефтяных эмульсий - сульфида железа - при совместном сборе обводненных девонских и угленосных нефтей, основанная на предварительной обработке высокообводненной скважины с девонской нефтью хелатообразующим реагентом. Предложена методика расчета параметров ТВО в условиях применения технологии борьбы с образованием сульфида железа в смешиваемых водах.

 

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Усова Л.Н. Совершенствование технологии предварительного сброса пластовой воды на установках трубных водоотделителей // Матер. научн.-техн. форума молодых ученых и специалистов ОАО «АНК «Башнефть» - НТФМ – 2003. – Уфа, 2003. – С. 19.

2. Габдрахманов Н.Х., Габдрахимов  Н.М., Малышев П.М., Усова Л.Н. Очистка нефтедобывающего оборудования от отложений парафина (АСПО) с применением горячей нефти // Матер. научн.-практ. конф. «60 лет Девонской нефти». - Октябрьский, 2004. - С. 6-7.