Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Основы технологии нефтегазодобычи. Учебное пособие
.pdf
уменьшается растворимость парафина и смол и последние осаждаются в
призабойной зоне, на стенках скважины и в подъемных трубах. В результате
закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта, и
продуктивность скважины снижается. При прогреве тем или иным
способом скважины и призабойной зоны парафин и смолистые вещества
расплавляются и при возобновлении эксплуатации скважины выносятся
вместе с нефтью на поверхность.
Скважины, снизившие свой дебит из-за отложений в призабойной
зоне парафино-смолистых веществ, обычно восстанавливают его после
тепловой обработки.
Призабойную зону прогревают горячей нефтью, нефтепродуктами и
водой, паром, при помощи глубинных электронагревателей и
газонагревателей, а также путем термохимического способа обработки
скважин.
Закачка в скважину горячей нефти и нефтепродуктов. Обычно для
прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны скважины
применяют сырую нефть, конденсат (газолин), керосин, дизельное топливо.
Для успешной обработки достаточно иметь 15-30 м
3
этих продуктов.
Жидкость нагревают до 90-95° С при помощи паровой передвижной
установки или спускают в мерник с жидкостью электронагреватель.
Нагретый продукт закачивают насосом в скважину.
Применяют два варианта закачки: 1) создание циркуляции горячей
жидкости без остановки работы глубинного насоса и 2) продавливание
жидкости в призабойную зону.
При первом варианте глубинный насос допускают до середины
интервала перфорации. Горячую жидкость закачивают через затрубное
пространство. В процессе закачки работа глубинного насоса не
прекращается. Горячий нефтепродукт вытесняет холодную жидкость в
затрубном пространстве и доходит до приема насоса. По пути он
131
расплавляет парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны
и, проникая в призабойную зону, растворяет и вымывает парафиносмолистые отложения в непосредственной близости от стенок скважины.
Второй вариант закачки горячего нефтепродукта в скважину
осуществляется по следующей схеме. Из скважины извлекают подземное
оборудование (насос, трубы) и спускают в нее на трубах пакер, который
устанавливают в кровле обрабатываемого пласта. Горячий нефтепродукт
или нефть закачивают по трубам в пласт. После этого пакер извлекают на
поверхность, в скважину спускают глубинный насос и пускают ее в
эксплуатацию. Горячий продукт растворяет парафино-смолистые
отложения в призабойной зоне и при откачке эти вещества выносятся
вместе с нефтью на поверхность.
Из сравнения этих двух вариантов закачки горячего нефтепродукта в
скважину следует, что первый вариант более прост по своему
осуществлению, так как не требует остановки скважины. Однако при этом
варианте парафин растворяется лишь в подъемных трубах и выкидной
линии; призабойная зона скважины практически не прогревается.
Закачка горячего нефтепродукта в скважину по второму варианту
более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого варианта
является необходимость остановки скважины для подъема и спуска насоса и
установки пакера.
Прогрев призабойной зоны горячей водой. Во многих
нефтедобывающих районах для прогрева призабойной зоны скважин
используют в качестве теплоносителя пластовую воду. Воду нагревают до
90-95° С, добавляют в нее определенное количество поверхностноактивного вещества (0,5–0,1 % объема воды) и закачивают в пласт.
Технология закачки воды аналогична закачке горячих нефтепродуктов.
Паротепловая обработка призабойной зоны скважин. При этом
способе обработки призабойной зоны теплоносителем служит перегретый
132
водяной пар. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени,
после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта.
После некоторого промежутка времени эксплуатацию скважины
возобновляют.
Электротепловая обработка призабойных зон. Этот способ
прогревания призабойных зон скважин осуществляется при помощи
глубинных электронагревателей, спускаемых в скважину на кабель-тросе.
При достижении электронагревателем заданной глубины кабель-трос на
устье скважины закрепляют устьевым зажимом, сматывают остаток его с
лебедки и присоединяют конец к автотрансформатору. Включают
рубильник на блоке управления станка-качалки и автомат на пульте
управления. С этого момента начинается прогрев призабойной зоны.
Радиус прогрева пласта выбирают, исходя из возможного расстояния,
в пределах которого происходит интенсивное образование парафино-
смолистых отложений. Ориентировочно это расстояние принимают равным
от 0,3 до 1,5 м. Расчетным путем определяют время прогрева. Обычно
прогрев производится в течение 3-7 суток. После прогрева
электронагреватель извлекают из скважины, спускают глубинный насос и
пускают скважину в эксплуатацию.
Свойства парафинистых нефтей
При охлаждении парафинистых нефтей образуется кристаллическая
структура, придающая нефти свойства твердого тела. Прочность структуры
оказывается тем больше, чем выше концентрация парафина и чем мельче
размеры образующихся кристаллов.
При нагреве нефти ниже оптимальной температуры реологические
свойства ухудшаются – повышается температура застывания. Это
обстоятельство связано с неблагоприятным перераспределением количества
асфальто-смолистых веществ, адсорбированных на кристаллах низко- и
высокоплавких парафинов. Дело в том, что при малых температурах нагрева
133
происходит растворение в нефти низкоплавких парафинов, а
высвобождающиеся асфальто-смолистые вещества тут же адсорбируются на
поверхности кристаллов высокоплавких парафинов. При охлаждении и
переходе растворенных парафинов в кристаллы известное пассивирующее
действие асфальто-смолистых веществ резко падает и прочность структуры
возрастает.
Асфальто-смолистые вещества в процессе кристаллизации парафинов
играют большую роль. Они в значительной степени подавляют способность
парафинов образовывать кристаллическую решетку, непосредственно
влияют на характер образующейся структуры и тем самым отодвигают
начало процесса структурообразования в область более низких температур.
С увеличением содержания асфальто-смолистых веществ относительно
содержания парафинов эффект термообработки возрастает.
При недостатке асфальто-смолистых веществ последние оказываются
полностью адсорбированными на поверхности первых порций
образующихся кристаллов парафина. В дальнейшем процесс идет не по
схеме дендритной (или сферолитной) кристаллизации, а по схеме, стоящей
ближе к монокристаллической, приводящей к созданию более прочной
структуры. При относительно большом содержании асфальто-смолистых
веществ большее количество «порций» образующихся кристаллов парафина
подвергается блокированию, и процесс увереннее будет протекать по схеме
дендритной кристаллизации.
Контрольные вопросы:
1. Проблема отложения неорганических солей в скважинном
оборудовании.
2. Проблема отложений в промысловых трубопроводах.
134
3. Свойства парафиновых нефтей.
4. Образование гидратов в газовых скважинах.
5. Суть обработки поверхностно-активными веществами.
Глава 11. ПОДГОТОВКА НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ
Процесс подготовки нефти для ее переработки условно разделяется
на две операции: обезвоживание (деэмульсация) и обессоливание. При
обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1–2 %. При
обессоливании содержание воды в нефти еще более снижается (от 0,1 % до
следов) и, кроме того, удаляются соли. Это достигается пропусканием
нефти через слой пресной воды, в результате чего соли, имеющиеся в
нефти, растворяются и удаляются вместе с водой.
Процессы разрушения нефтяных эмульсий можно разделить на два
этапа: первый – слияние капель диспергированной воды и второй –
осаждение укрупнившихся капель воды. Эти процессы можно
осуществлять тепловым, химическим или электрическим способами.
При тепловом, или термическом, способе эмульсионную нефть
нагревают до 45–80° С. При последующем отстое в течение нескольких
часов вода частично отделяется от нефти и осаждается в резервуареотстойнике, откуда сбрасывается в канализацию. Тепловой способ
деэмульсации нефти основан на том принципе, что при нагреве эмульсии
ее вязкость снижается, капли воды соединяются друг с другом и
осаждаются. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках или
трубчатых печах.
Химический способ основан на воздействии химическими
реагентами – деэмульгаторами на составные части эмульсии – нефть и
воду.
В качестве деэмульгаторов используются различные поверхностноактивные вещества. При введении деэмульгатора в эмульсионную нефть
он вследствие своей растворимости в обеих фазах эмульсии свободно
проникает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает
135
поверхностное натяжение на границе «вода – нефть», что способствует
разложению эмульсии.
Электрическое разрушение эмульсии основано на появлении
разноименных электростатических зарядов на противоположных концах
каждой капельки воды, на взаимном притяжении капелек и электрическом
пробое пленок нефти между этими капельками при подаче переменного
или постоянного тока высокого напряжения на электроды, опущенные в
поток эмульсии. При электрической деэмульсации нефти в железный сосуд
вводят изолированный от стенок сосуда электрод, по которому протекает
электрический ток напряжением в несколько тысяч вольт. Вторым
электродом являются стенки сосуда, заземленные и соединенные с
трансформатором напряжения. При прокачивании эмульсии между
электродами, через которые пропускают ток высокого напряжения,
эмульсия разрушается, освобожденные капельки воды соединяются в
более крупные частички и вода постепенно оседает на дно сосуда.
Самостоятельно каждый из описанных способов деэмульсации
нефти почти не применяют. Обычно деэмульсацию осуществляют
комбинированным способом, например тепловое воздействие
комбинируют с химическим или термохимическое воздействие сочетают с
электрическим. На промыслах широко распространен термохимический
способ деэмульсации нефти.
Сбор и подготовка нефти и газа
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не
представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из нефтяных
скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти,
попутного нефтяного газа, воды и мехпримесей (песка, окалины и проч.). В
таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по
магистральным нефтепроводам нельзя. В условиях промысла необходимо
разделить эти компоненты. Для этого применяются следующие системы
136
промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная
однотрубная и напорная.
При самотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин
сначала разделяется при давлении 0.6 МПа. Выделяющийся при этом газ
под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции
или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен
поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации.
Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с
водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в
резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в
резервуары центрального сборного пункта (ЦСП). Здесь производится
разделение нефти и воды.
Отличительной особенностью высоконапорной однотрубной
системы сбора является совместный транспорт продукции скважин на
расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6-7 МПа)
устьевых давлений. Применение высоконапорной однотрубной системы
позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и
перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты.
Благодаря этому достигаются максимальная концентрация
технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных
пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети,
исключается необходимость строительства насосных и компрессорных
станций на территории промысла, обеспечивается возможность
утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки
месторождений. Высоконапорная однотрубная система сбора может быть
применена только на месторождениях с высокими пластовыми
давлениями.
Напорная система сбора предусматривает однотрубный транспорт
нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на
137
расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в
однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более. Продукция
скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции
(ДНС), где при давлении 0.6-0.8 МПа в сепараторах 1-й ступени
происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ
бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным
газом центробежными насосами перекачивается на площадку
центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит
окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки
компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком
(высота установки сепараторов 2-й ступени 10-12 м) – в сырьевые
резервуары.
Целью промысловой подготовки нефти являются ее дегазация,
обезвоживание, обессоливание и стабилизация. Дегазация нефти
осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором
это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения –
сепарацией. Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов.
Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной
нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при
этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с
вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.
Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и
гидроциклонные. Вертикальный сепаратор представляет собой
вертикально установленный цилиндрический корпус с
полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода
газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз,
предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными
устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа. При
извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в
138
стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти
и воды, образуется водонефтяная эмульсия – механическая смесь
нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном
состоянии жидкостей.
Различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти».
Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения
объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на
границе «нефть – вода» и др.
Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:
• гравитационное холодное разделение;
• внутритрубная деэмульсация;
• термическое воздействие;
• термохимическое воздействие;
• электрическое воздействие;
• фильтрация;
• разделение в поле центробежных сил.
Гравитационное холодное разделение применяется при высоком
содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в
отстойниках периодического и непрерывного действия.
Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в
том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество –
деэмульгатор в количестве 15-20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор
разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и
обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях.
Термохимический метод заключается в сочетании термического
воздействия и внутритрубной деэмульсации Термическое воздействие
заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед
отстаиванием нагревают. Нагревают эмульсию в резервуарах,
теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45-80° С.
139
Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах,
которые называются электродегидраторами. Под действием
электрического поля на противоположных концах капель воды появляются
разноименные электрические заряды. В результате капельки
притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно
емкости.
Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В
качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые
водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр,
вода – нет.
Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах,
которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов
ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под
действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют
различные плотности. При обезвоживании содержание воды в нефти
доводится до 1-2 %.
Обессоливание нефти осуществляется смешиванием обезвоженной
нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию
вновь обезвоживают. При обессоливании содержание солей в нефти
доводится до величины менее 0.1 %.
Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее
легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью
уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.
Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или
методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают
до температуры 40-80° С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при
этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в
холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а
легкие собираются и закачиваются в газопровод.
140
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]