Совершенствование технологии предварительного сброса пластовой воды на установках трубных водоотделителей

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

НА УСТАНОВКАХ ТРУБНЫХ ВОДООТДЕЛИТЕЛЕЙ

(на примере Туймазинского нефтяного месторождения)



Актуальность проблемы. 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 и последующая утилизация попутно добываемой воды в систему поддержания пластового давления перегружают промысловые трубопроводы и увеличивают их капиталоемкость, требуя большие затраты на встречные перекачки, борьбу с коррозией, эмульгированием нефтей, а также ухудшают экологическую ситуацию в нефтедобывающих регионах 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 диаметрами 1020…1420 мм. Практика эксплуатации таких водоотделителей на Туймазинском нефтяном месторождении показала возможность сброса воды в количестве более 90 % от объема поступающей в аппарат воды. Остаточное содержание водной фазы в отводимой нефти из ТВО не превышает в настоящее время 10 %.

Трубные водоотделители позволили значительно сократить протяженность водоводов в системе поддержания пластового давления и повысить качество сбрасываемой воды по содержанию нефти и мехпримесей. Трубные водоотделители размещают 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 емкостные аппараты установок сброса воды благодаря обеспечению высокого качества воды по содержанию нефти и глубине обезвоживания нефти.

Вместе с тем, для дальнейшего повышения эффективности работы ТВО требовалось решение задач, связанных с исследованием и оптимизацией процесса подготовки продукции скважин к расслоению на нефть и воду в трубном водоотделителе. Для проектирования ТВО отсутствовала методика расчета их конструктивных параметров, что приводило к неоправданно завышенному объему капвложений или неудовлетворительным показателям качества работы ТВО.

Цель диссертационной работы повышение эффективности работы трубных водоотделителей путем исследования и оптимизации процесса подготовки продукции скважин к расслоению, а также выбора рациональной конструкции водоотделителя.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие основные задачи исследований:

1. анализ условий сбора и подготовки нефти на поздней стадии разработки Туймазинского месторождения и результатов реконструкции промысловых систем с предварительным сбросом попутно добываемой воды;

2. исследование влияния способов механизированной добычи нефти на степень разрушенности водонефтяных эмульсий на входе в ТВО;

3. исследование влияния степени подготовленности эмульсий к расслоению в ТВО на качество сбрасываемой воды и количество остаточной воды в отводимой нефти;

4. обоснование минимально допустимых объемов аппаратов ТВО, оптимального места ввода и дозировки наиболее эффективных деэмульгаторов в добываемую жидкость;

5. разработка технологии предупреждения образования стабилизатора эмульсий сульфида железа при смешении обводненных девонских и угленосных нефтей при их совместном сборе.

Методы исследования статистические методы обработки экспериментального материала, стандартные, аттестованные методы определения содержания нефти и количества взвешенных частиц в пластовых водах и водной фазы в нефти, а также агрегативной устойчивости нефтяных эмульсий, предусмотренные отраслевыми стандартами.

Научная новизна

1. Промысловыми исследованиями установлено влияние способов механизированной добычи нефти на степень разрушенности водонефтяных эмульсий перед входом в аппарат ТВО. При росте доли электроцентробежных насосов в добыче нефти с 0,20 до 0,75 степень разрушенности эмульсии перед входом в ТВО снижается с 80 до 60 %.

2. Разработана методика и определен для Туймазинского нефтяного месторождения минимально необходимый объем трубного водоотделителя, обеспечивающий качественные показатели его работы. Установлено, что конструкция ТВО должна обеспечивать время отстаивания поступающей эмульсии в течение не менее 1 часа.

3. Выявлено влияние степени подготовленности продукции скважин к расслоению на входе в ТВО на качество сбрасываемой воды и количество остаточной воды в отводимой нефти. Наилучшие результаты получены при степени разрушенности эмульсии более 80 %.

4. Разработан способ предупреждения образования стабилизатора нефтяных эмульсий сульфида железа при смешении обводненных девонских и угленосных нефтей в промысловых трубопроводах, подключенных к ТВО. При дозировании хелатообразующих реагентов (комплексонов) на прием скважинного насосного оборудования девонских горизонтов содержание сульфидов железа после смешения девонской нефти с угленосной снижается более чем в 1,5 раза.

На защиту выносятся:

1. результаты опытно-промышленных исследований влияния степени подготовленности продукции обводненных скважин к расслоению в ТВО на качество сбрасываемой воды и количество остаточной воды в отводимой нефти;

2. оптимальные параметры конструкции трубных водоотделителей, обеспечивающих необходимое качество сбрасываемой пластовой воды;

3. результаты исследований по определению наиболее эффективных деэмульгаторов для предварительной подготовки продукции скважин перед входом в ТВО, оптимальных уровней дозировок и точек их ввода в продукцию скважин;

4. технология предупреждения образования стабилизатора эмульсий сульфида железа при смешении обводненных девонских и угленосных нефтей при их совместном сборе и смешении в промысловых трубопроводах.

Практическая ценность работы

1. Выполнен анализ условий сбора и подготовки нефти на поздних стадиях разработки Туймазинского месторождения, показавший основные причины необходимости реконструкции промысловых систем с внедрением предварительного сброса попутно добываемой воды.

2. Показана гидродинамическая картина движения жидкостей в ТВО, позволяющего сбросить более 90 % попутно добываемой воды необходимого качества для условий Туймазинского нефтяного месторождения.

3. Определены оптимальные точки ввода деэмульгаторов в добываемую жидкость, а также уровни дозировок и типы реагентов, применяемых для предварительного разрушения эмульсий перед входом в ТВО в УДН «Туймазанефть» ОАО «АНК «Башнефть».

4. Установлено существенное (на 20…35 %) снижение расхода деэмульгаторов для предварительной подготовки продукции к расслоению в ТВО при заблаговременном его вводе в жидкость перед смешением в погружном насосном оборудовании скважин.

Апробация работы и публикация результатов

Основные результаты работы были доложены и обсуждались на производственных совещаниях УДН «Туймазанефть» (г. Октябрьский, 2004, 2005, 2006 гг.); научно-техническом форуме молодых ученых и специалистов ОАО «АНК «Башнефть» (г. Уфа, 2003г.); научно-практической конференции, посвященной юбилею «60 лет Девонской нефти» (г. Октябрьский, 2004 г.).

По результатам работы опубликовано 7 трудов: 5 статей и 2 тезиса докладов.



Краткое содержание работы

нефть сброс добываемый вода

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

Первая глава посвящена анализу условий сбора и подготовки нефти на поздних стадиях разработки Туймазинского нефтяного месторождения и обоснованию необходимости реконструкции систем для предварительного сброса попутно добываемой воды непосредственно на объектах добычи и расположения кустовых насосных станций (БКНС) закачки воды в продуктивные пласты. Сложившаяся ситуация разработки месторождения к середине 80-х и началу 90-х годов прошлого столетия характеризовалась значительными осложнениями в системах сбора, подготовки нефти и утилизации воды.

Высокая обводненность добываемой продукции, смешение вод различных горизонтов с образованием сульфида железа и ухудшением процесса обессоливания, большая протяженность водоводов и встречные перекачки пластовых вод, повышенная коррозия трубопроводов, значительные расходы тепла, электроэнергии, химических реагентов повышали себестоимость нефти и создавали экологически опасные ситуации. Кроме того, за предшествующий период разработки произошли значительные изменения в объемах добычи нефти по зонам и участкам залежей и связанные с этим изменения направлений грузопотоков пластовых жидкостей. Поэтому, с одной стороны, потребовалось разделение сбора обводненных девонских и угленосных нефтей, с другой, обеспечение раннего путевого сброса основной массы попутно добываемой воды.

Центральным пунктом подготовки нефти месторождения становится узел «Установка комплексной подготовки нефти УКПН-4», на котором стали готовиться параллельными потоками девонская и угленосная нефти.

Реконструкция системы грузопотоков предусматривала ликвидацию совместной подготовки угленосной и девонской нефтей на УКПН-5, сброс пластовых вод и раздельную перекачку нефтей на УКПН-4.

Для ряда больших групп скважин были сооружены установки сброса воды - трубные водоотделители, представляющие собой наклонные трубопроводы диаметрами 1020…1420 мм и длиной 80…100 м. Трубные водоотделители располагаются либо на открытой местности с учетом ее рельефа вблизи расположения БКНС, либо на централизованных площадках сброса воды (УПС) и дожимных насосных станций (ДНС). Они не требуют дополнительного обслуживания, коммуникаций, подвода тепла и могут изготавливаться силами нефтедобывающего предприятия из стандартных труб выпускаемого промышленностью сортамента.

Для сброса попутно добываемых вод девонской и угленосной нефтей, к примеру, были сооружены соответственно ТВО-20Д и ТВО-20С, а взамен устаревших УПС-1 и УПС-3 были введены в эксплуатацию

ТВО-36 и ТВО-29. Кроме того, необходимость ликвидации УПС-1 была связана с расширением городской черты г. Октябрьского и возникшими проблемами экологического характера.

На месторождении нашла широкое применение технология сброса воды с ТВО в шурфы с погружными электронасосами и ее дальнейшей закачки в нагнетательные скважины.

Трубные водоотделители позволяют сбрасывать более 90 % поступившей в аппарат попутно добываемой воды и обеспечивать ее достаточно высокое качество по остаточному количеству нефти (не более 50 мг/л) и взвешенных частиц (не более 50 мг/л). В таблице 1 в качестве иллюстрации приведены данные по работе установок сброса воды и ТВО УДН «Туймазанефть».



Таблица 1 - Анализ работы установок предварительного сброса воды за 2005 год по осредненным показателям

УПСВ	до установки	после установки	% сбрас. воды от добыв.
	Qж, м3/с	Qн, м3/с	Qв, %	Qв, м3/с	Qж, м3/с	Qв, БКНС м3/с
ТВО-36	605	48	92	557	109	496	89
ТВО-29	1820	128	93	1692	314	1506	89
УПС «Туркменево»	1675	134	92	1541	150	1525	99
ТВО-20Д	4380	394	91	3986	793	3587	90
НСП «Япрык» Д	4550	819	82	3731	857	3693	99
УПС «Муст»	380	160	58	220	162	218	99
УПС «Ардат»	2050	554	73	1496	569	1481	99
ТВО-20С	1735	330	81	1405	471	1264	90
НСП «Япрык» С	2600	1404	46	1196	1536	1064	89
ДНС «Давлеканово»	155	64	59	91	70	85	93

Во второй главе приводятся результаты исследования работы трубных водоотделителей и качества сбрасываемой воды по содержанию нефти.

Анализ исследований режимов течения обводненной продукции в промысловых трубопроводах показал расслоенное течение водонефтяных смесей и возможность отвода водной фазы из нижней части труб. В особенности, это касается трубопроводов диаметрами 1020 мм и более, в которых содержание нефти в образовавшемся водном слое составляет 100…200 мг/л при загрузке трубопровода по жидкости до 30000 м3/сут. Поэтому сооружение трубных водоотделителей с небольшим (около 4°) уклоном позволяет успешно заменять горизонтальные отстойники, выпускаемые промышленностью.

Для разрушения эмульсии продукция добывающих скважин обрабатывается реагентами-деэмульгаторами, которые вводятся в нее в системе сбора или непосредственно перед установкой. Остаточная обводненность нефти после сброса воды в системе сбора колеблется от 5 до объемных 30 %.

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 межфазного перехода.

Отвод воды из трубных отделителей устанавливается по производительности кустовых насосных станций системы поддержания пластового давления (ППД).

Трубный водоотделитель выполняет также функцию буфера, стабилизирующего поток жидкости при неравномерном поступлении газоводонефтяной смеси, связанной с рельефом местности. Принципиальная схема установок путевого сброса воды представлена на рисунке 1. Возможна работа трубного разделителя в двух вариантах: с отводом отделившегося газа в сборный газопровод и с возвратом его в поток нефти, транспортируемой в нефтесборный парк. Для компенсации пульсаций газо-жидкостной смеси (ГЖС) при поступлении в аппарат, вызванных расслоением фаз в рельефных трубопроводах, трубные водоотделители на входе оснащаются успокоительными коллекторами (депульсаторами) и устройствами предварительного отбора газа. Частично обезвоженная нефть из ТВО направляется на дожимную насосную станцию или УКПН. Пластовая вода после отвода из аппарата за счет избыточного давления направляется на БКНС.



1 - нефтегазопровод; 2 - трубный водоотделитель; 3 - успокоительный коллектор;

4 - вход успокоительного коллектора в трубный водоотделитель;

5, 6 - датчики уровня; 7 - отстойник воды

Рисунок 1 - Принципиальная схема установки путевого сброса воды

В тех случаях, когда давление в ТВО не достаточно, вода направляется на приемы погружных центробежных электронасосов, спущенных в шурфы, расположенные в непосредственной близости.

На входе в успокоительный коллектор установлен предохранительный клапан для предотвращения повышения давления в ТВО выше допустимого (1,0 МПа). На выходе пластовой воды установлена электрозадвижка, срабатывающая при достижении аварийного уровня пластовой воды в ТВО и исключающая попадание нефти в систему ППД.

Основной объем газа с ТВО отбирается с депульсатора, а остаточный с колпака на верхнем конце ТВО. Отбор газа с депульсатора позволяет добиться устойчивого режима подготовки воды. На ТВО уровни «вода нефть» и «нефть газ» регулируются с помощью датчиков и приборов. В работе выполнен анализ гидродинамических условий движения газоводонефтяной смеси в наклонном аппарате ТВО. Показано, что при неполном сбросе воды, т.е. отводе нефтяной фазы с большим остаточным количеством пластовой воды объем аппарата заполнен в основном водой. Согласно принятым схемам, угол наклона трубы ТВО составляет около 4°. Считается, что установки ТВО могут обеспечить остаточное содержание нефти в воде для угленосных и девонских нефтей не более 50 мг/л. Нефтяная фаза с газом движется по верхней образующей трубы вверх тонким слоем, создавая благоприятные условия всплытия нефтяных капель в маловязком водном слое аппарата.

Основным требованием к работе ТВО является недопущение попадания нефтяной фазы в систему ППД. Поэтому проектирование ТВО базируется на отводе небольшой части воды в нефтяную линию, а также установке датчика межфазного уровня «нефть вода», позволяющего перекрывать сброс воды при снижении этого уровня ниже определенной отметки.

Исследованиями установлено влияние способов эксплуатации скважин на степень разрушенности водонефтяных эмульсий перед входом в аппарат ТВО. На ряде установок сброса воды (ТВО-36, ТВО-29,

УПС «Туркменево», ТВО-20Д, НСП «Япрык», ТВО-20С) перед входом в аппараты были отобраны пробы жидкости для оценки степени разрушенности эмульсий. Для каждой установки сброса воды при этом рассчитывалось отношение объема жидкости, добытой скважинными установками электроцентробежных насосов, к общему объему. Показано, что с ростом этого отношения с 0,20 до 0,75 степень разрушенности эмульсии перед входом в ТВО снижается примерно с 80 до 60 %. Таким образом, применение деэмульгаторов для предварительного разрушения эмульсий необходимо производить преимущественно на фонде скважин, оборудованных УЭЦН, в сравнении с фондом, оборудованным установками скважинных штанговых насосов.

В третьей главе диссертации выполнены исследования по оптимизации технологии сброса попутно добываемой воды. Эффективность работы ТВО, главным образом, зависит от степени подготовленности водонефтяной смеси к расслоению перед входом в аппарат. Основным источником эмульгирования пластовой жидкости до входа в ТВО является насосное оборудование добывающих скважин. В промысловых трубопроводах происходят дестабилизация и расслоение смеси на фазы в силу низкой степени турбулизации потока и ввода в жидкость деэмульгатора.

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.

На рисунке 2 показана зависимость относительного количества сбрасываемой воды (отношение объемов сбрасываемой и поступившей в аппарат пластовой воды) от степени разрушенности эмульсий на входе в установку сброса воды или ТВО.

Во всех случаях видно, что увеличение степени разрушенности эмульсий приводит к росту количества сбрасываемой воды на промышленных установках. Согласно замерам, соотношение объемов сбрасываемой и поступившей в аппарат воды в установках колеблется в пределах 85…99 %, что было достигнуто оптимизацией подачи деэмульгаторов в систему промысловых трубопроводов.

По ряду установок сброса воды выполнен анализ содержания остаточной воды в отводимой нефти.

Из таблицы 2 видно, что в летние периоды эксплуатации содержание остаточной воды в нефти уменьшается, что связано с повышением температуры процесса. Наименьшее количество остаточной воды приходится на июнь-август месяцы.

По содержанию остаточной нефти в воде температурной зависимости не установлено (таблица 2). Вместе с тем, содержание нефти в сбрасываемой воде существенно зависит от загрузки аппарата по жидкости. На рисунке 3 показана зависимость содержания нефти в воде (мг/л) от загрузки аппаратов (м3/сут) по водонефтяной смеси. Видно, что с ростом загрузки водоотделителя содержание нефти в воде резко возрастает.

Содержание механических примесей в сбрасываемой воде количественно мало отличается от содержания нефти. Это свидетельствует о том, что механические примеси сосредоточены, в основном, на поверхности нефтяных капель в силу избирательной смачиваемости частиц механических примесей водой и нефтью.

Одним из основных параметров оптимизации ТВО является объем аппарата. С целью оценки влияния времени пребывания добываемой жидкости в аппарате ТВО на содержание нефти в сбрасываемой воде были проанализированы по семи установкам данные о содержании нефти в воде, об объемах аппаратов и их загрузке по жидкости.

Размещено на http://www.allbest.ru/

УПС «Туркменево»;

Размещено на http://www.allbest.ru/

ТВО-29;

Размещено на http://www.allbest.ru/

ТВО-20 Д;

Размещено на http://www.allbest.ru/

ТВО-20 С;

Размещено на http://www.allbest.ru/

ДНС «Давлеканово»

Рисунок 2 - Связь между количеством сбрасываемой воды Вотн и степенью разрушенности эмульсии Ср на входе в установки



Таблица 2 - Результаты анализов нефти с ТВО и УПС Туймазинского УДНГ на содержание остаточной воды (%) за 2005 г.

№ п/п	Место отбора	Время отбора
		январь	февр.	март	апр.	май	июнь	июль	август	сент.	октяб.	нояб.
1	ТВО-20(Д)	9,0	7,3	7,8	9,8	6,0	4,0	5,5	5,6	5,6	5,5	4,4
2	ТВО-20(С)	9,0	1,4	1,5	7,2	3,9	3,0	1,5	1,5	1,5	1,7	5,4
3	ТВО-29	9,0	9,5	9,3	9,2	10,0	5,0	6,0	6,0	4,0	4,0	5,8
4	ТВО-36	9,0	9,3	9,1	1,	9,0	6,3	6,0	7,0	8,0	8,0	9,0
5	УПС-Ард.	1,8	3,8	1,5	1,7	1,8	1,7	1,6	1,7	1,7	1,9	2,0
6	УПС-Мус.	4,6	2,9	2,0	5,0	3,0	3,6	3,0	4,0	3,0	3,0	3,0
7	УПС-2	1,6	1,5	1,6	1,8	2,9	1,9	2,3	1,8	1,6	1,6	1,3
8	ДНС-4	2,7	2,1	2,1	0,9	0,9	3,9	1,0	0,7	0,9	1,6	1,2

Рисунок 3 - Зависимость остаточного содержания нефти в сбрасываемой воде Сн.пр от загрузки аппарата по жидкости Qж

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)

№ №	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

сн= 0,860 г/см3

св= 1,137 г/см3

W= 60 %

N= 2000 об/мин

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

№	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

сн= 0,860 г/см3

св= 1,137 г/см3

W= 60 %

N= 2000 об/мин

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.

3. Слюсарев Н.И., Усова Л.Н. Гидродинамические исследования нефтяных скважин, оборудования и пластов: Учебное пособие. СПб: СПГГИ, 2005. - 92 с.

4. Усова Л.Н., Миннигалимов Р.З., Голубев М.В. Осложнения в эксплуатации и основные причины, реконструкции систем сбора продукции скважин и промысловой подготовки нефти на поздней стадии разработки крупных нефтяных месторождений // Нефтегазовое дело. 2006. http://www.ogbus.ru/authors/Ussova/Ussova_1.pdf.

5. Голубев М.В., Усова Л.Н., Миннигалимов Р.З., Сафонов В.Е. Влияние различных способов механизированной эксплуатации скважин на степень разрушенности эмульсий на входе в установку предварительного сброса воды // Нефтегазовое дело. 2007. http://www.ogbus.ru /authors/Golubef/Ussova_2.pdf.

6. Усова Л.Н., Миннигалимов Р.З., Сафонов В.Е., Голубев М.В. Обоснование выбора рациональных точек подачи деэмульгатора в добываемую жидкость при путевом сбросе воды // Нефтегазовое дело. 2007. http://www.ogbus.ru/authors/Ussova/Ussova_3.pdf.

7. Голубев М.В., Миннигалимов Р.З., Усова Л.Н., Сафонов В.Е. Основы проектирования установок предварительного сброса воды при добыче обводненных нефтей // Нефтегазовое дело. 2007. http:// www.ogbus.ru /authors/Golubef/Ussova_4.pdf.

Размещено на Allbest.ru

...