Осложнения в нефтедобыче

7.3.2.Магнитное воздействие на коррозионную актив­ ность промысловых жидкостей Мортымья-Тетерев-

Настоящая книга написана на основе работ, проведенных совместно в течение ряда лет специалистами Уфимского государ­ ственного нефтяного технического университета, ОАО "Татнефть", Инжиниринговой компании "Инкомп-нефть", БашНИПИнефть, ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз».

Современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется значительными осложнениями условий разра­ ботки большинства месторождений. Основное количество высо­ копродуктивных месторождений и залежей вступило в позднюю стадию разработки, когда интенсивно снижается добыча и резко возрастает обводненность нефти. Качественные показатели вво­ димых месторождений не всегда благоприятны — сложное строе­ ние продуктивных пластов, значительные размеры водонефтяных зон, повышенная вязкость нефти.

Процессы добычи, сбора и подготовки нефти, ремонтные работы осложняются комплексом проблем, связанных с образо­ ванием стойких нефтяных эмульсий, отложениями асфальто­ смолистых веществ и парафиновых углеводородов (асфальто- смоло-парафиновые отложения (АСПО)), неорганических солей, гидратов углеводородов и др., наличием механических примесей в добываемой и транспортируемой продукции, коррозионным разрушением оборудования и трубопроводов. Необходимо отме­ тить, что образующиеся отложения зачастую имеют сложный компонентный состав, а содержание компонентов изменяется

вшироких пределах.

Вэтих условиях приоритетным становится комплексный под­ ход к разработке новых и совершенствованию существующих технических средств и технологий для предотвращения осложне­ ний в насосном оборудовании и колонне НКТ, трубопроводах,

аппаратах и резервуарном парке систем нефтесбора, подго­ товки, ппд.

Глава 1

НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ

Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вызывает серьезные осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти, связанные с образованием нефтяных эмульсий, которые обладают высокими вязкостью и стойкостью к разрушению [1].

При образовании стойких эмульсий снижаются показатели безотказности работы насосных установок из-за увеличения ко­ личества обрывов штанг ШГНУ, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок погружного электродвигателя. Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предвари­ тельный сброс воды. С необходимостью разрушения стойких эмульсий связан также наибольший рост энерго- и металлоемкости.

1.1. ОБРАЗОВАНИЕ И СВОЙСТВА НЕФТЯНЫХ ЭМ УЛЬСИЙ

Поскольку нефтяная эмульсия представляет собой неустойчи­ вую систему, тяготеющую к образованию минимальной поверх­ ности раздела фаз, вполне естественно ожидать наличие у нее склонности к расслоению. Однако в реальных условиях эксплуа­ тации нефтедобывающего оборудования во многих случаях обра­ зуются эмульсии, обладающие высокой устойчивостью. Это в значительной степени определяет выбор технологии их дальней­ шей обработки, а также глубину отделения водной фазы от нефти. Агрегативную устойчивость эмульсий измеряют временем их су­ ществования до полного разделения образующих эмульсию жид­ костей. В случае эмульсий, полученных из разных нефтей, их

устойчивость может составлять от нескольких секунд до года и более. К причинам, обусловливающим агрегативную устойчи­ вость нефтяных эмульсий, относят:

—образование структурно-механического слоя эмульгато­ ров на межфазной границе глобул;

—образование двойного электрического слоя на поверхно­ сти раздела в присутствии ионизированных электролитов;

—термодинамические процессы, протекающие на поверхно­

сти глобул дисперсной фазы;

— расклинивающее давление, возникающее при сближении глобул дисперсной фазы, покрытых адсорбционно-сольватными слоями.

Кроме того, устойчивость нефтяных эмульсий зависит от ве­ личины глобул воды (ее дисперсности), плотности и вязкости нефти, содержания в ней легких фракций углеводородов, эмульга­ торов и стабилизаторов эмульсии, а также от состава и свойств эмульгированной воды.

К естественным стабилизаторам эмульсий относят содержа­ щиеся в нефти асфальтены, смолы, нафтены и парафины, являю­ щиеся природными ПАВ [2]. К ним относят мельчайшие твердые частицы веществ (глина, кварц, соли и т. д.), находящихся в про­ дукции скважин во взвешенном состоянии.

Взависимости от концентрации дисперсной фазы в эмульсиях их подразделяют на разбавленные или слабо концентрированные (дисперсной фазы менее 20 %), концентрированные (до 74 %)

ивысококонцентрированные (свыше 74 %). Разбавленные эмуль­ сии с мелкодисперсной структурой обладают высокой стойко­ стью к разрушению.

Впромысловых эмульсиях размер капель дисперсной водной фазы обычно составляет от 0,1 до 250 мкм. Капли более крупного размера могут существовать только в потоке вследствие быстрой седиментации (оседания) в статических условиях.

Устойчивость большинства нефтяных эмульсий типа "вода в нефти" со временем возрастает. В процессе старения эмульсии на глобулах воды увеличивается слой эмульгатора и, соответ­ ственно, повышается его механическая прочность. При столкно­ вении таких глобул не происходит их коалесценции из-за наличия

прочной гидрофобной пленки. Для слияния глобул воды необхо­ димо эту пленку разрушить и заменить ее гидрофильным слоем какого-либо ПАВ. Старение эмульсий интенсивно протекает только в начальный период после их образования, а затем замет­ но замедляется. Особенности старения обратной эмульсии зави­ сят от состава и свойств нефти, пластовой воды, условий образо­ вания эмульсии (температура, интенсивность перемешивания фаз). Известно [3], что пластовая минерализованная вода образу­ ет с нефтью более устойчивые и быстро стареющие эмульсии, чем пресная вода.

К основным характеристикам нефтяных эмульсий относят степень разрушения за определенный период времени, эффектив­ ную (в ряде случаев структурную) вязкость, средний поверхност­ но-объемный диаметр эмульгированных капель водной фазы. В совокупности эти параметры отражают интенсивность эмульги­ рования нефти, ее физико-химические свойства и адсорбцию эмульгатора.

Об интенсивности разрушения эмульсии можно судить по разности между значениями плотности воды и нефти Др, а также отношению суммарного содержания асфальтенов (а) и смол (с) к содержанию парафинов (п) в нефти {а + с)1п. Последний показа­ тель предопределяет способ деэмульгирования нефтяных эмуль­ сий [4]. Показатель Др соответствует движущей силе гравитацион­ ного отстаивания. Оба показателя являются качественными ха­ рактеристиками эмульсий и позволяют разделять их на группы.

В зависимости от разности плотностей воды и нефти эмуль­ сии классифицируют [5] на трудно расслаиваемые (Др = 0,200- 0,250 г/см3), расслаиваемые (Др = 0,250-0,300 г/см3) и легко рас­ слаиваемые (Др = 0,300-0,350 г/см3). По показателю (а + с)/п нефти подразделяют на смешанные ((а + с)/п = 0,951-1,400), смолистые ((а + с)1п = 2,759-3,888) и высокосмолистые ((а + с)1п = 4,774-7,789). Например, нефтяные эмульсии Арланского (Вятская площадь) (Др = 0,281-0,284 г/см3) и Волковского (Др = 0,268 г/см3) месторождений относятся к расслаиваемым, а Южно-Ягунского — к трудно расслаиваемым (Др = 0,158- 0,174 г/см3). Нефти данных месторождений являются высокосмо­ листыми, так как значения показателя (а + с)1п составляют

9,18; 6,0-6,25 и 6,83-7,75 для Арланского (Вятская площадь), Волковского и Южно-Ягунского месторождений соответственно (табл. 1.1).

Совместный подъем пластовых жидкостей в скважинах происходит с одновременным их смешением и диспергирова­ нием в насосном оборудовании. Интенсивное перемешивание пластовых жидкостей в насосных установках и последующая адсорбция природных стабилизаторов на межфазной поверхно­ сти в подъемнике приводят к тому, что на устье скважин форми­ руются агрегативно устойчивые высокодисперсные эмульсии обратного типа.

Механизм дробления водной фазы по П. А. Ребиндеру [6] зак­ лючается в том, что вначале в поле сдвиговых деформаций прои­ сходит вытягивание водной глобулы (она приобретает цилиндри­ ческую форму), которое сопровождается увеличением межфазной поверхности контакта воды и масла. Достигнув критической дли­ ны, обычно исчисляемой двумя диаметрами первоначальной гло­ булы, глобула цилиндрической формы "рвется” на более мелкие капли разных диаметров.