Осложнения в нефтедобыче
..pdfПосвящается 60-летию с начала освоения нефтяных месторождений Татарстана
ОСЛОЖНЕНИЯ В НЕФТЕДОБЫЧЕ
Под общей редакцией Н. Г. Ибрагимова, Е. И. Ишемгужина
Уфа
«Монография»
2003
УДК 622.276.7 ББК 33.361
0 74
Авторы:
Н.Г. ИБРАГИМОВ, А. Р. ХАФИЗОВ', В. В. ШАЙДАКОВ,
Ф.Р. ХАЙДАРОВ, А. В. ЕМЕЛЬЯНОВ, М. В. ГОЛУБЕВ,
Л.Е. КАШТАНОВА, К. В. ЧЕРНОВА, Д. Е. БУГАЙ, А. Б. ЛАПТЕВ
Рецензенты:
директор Института проблем транспорта энергоресурсов д-р техн. наук, проф. А. Г Гумеров,
заместитель генерального директора по науке и проектированию ЗАО НТК «Модуль НефтеГазТехнология» канд. техн. наук, с. н. с. Н. В. Пестрецов
Осложнения в нефтедобыче / Н. Г. Ибрагимов, А. Р. Хафи- О 74 зов, В. В. Шайдаков и др.; Под ред. Н. Г Ибрагимова, Е. И. Ишемгужина.— Уфа: ООО «Издательство научно-техни
ческой литературы “Монография”», 2003.— 302 с. ISBN 5-94920-023-3
Освещены наиболее часто встречающиеся осложнения в неф тедобыче, которые связаны с образованием нефтяных эмульсий, асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО), отложений неорганических солей, наличием механических примесей в добыва емой продукции, коррозионными процессами. На основании опы та эксплуатации месторождений Урало-Поволжского и ЗападноСибирского регионов изложены методы борьбы с данными ослож нениями. Рассмотрены теоретические, лабораторные и промысло вые аспекты применения аппаратов магнитной обработки жидкости. Дана подробная информация о применяемых в нефтедобыче ингиби торах коррозии, деэмульгаторах и эффективности их использования.
Для специалистов нефтегазодобывающих предприятий, сту дентов и аспирантов нефтегазовых вузов.
Табл. 66. Ил. 107. Библиогр. 207 назв.
УДК 622.276.7 ББК 33.361
©Коллектив авторов, 2003,
©ООО «Издательство Научно-технической литературы “Монография”», 2003
Введение. |
6 |
Глава 1. Нефтяные эмульсии . |
7 |
1.1. Образование и свойства нефтяных эмульсий . |
7 |
1.2. Разрушение эмульсий............................. |
13 |
1.3. Проблемы промежуточных слоев в емкостном оборудовании |
17 |
1.3.1. Образование и свойства промежуточных слоев......... |
18 |
1.3.2. Разрушение и предотвращение образования проме |
|
жуточных слоев. |
31 |
Глава 2. Асфальто-смоло-парафиновые отложения............. |
40 |
2.1. Состав и свойства АСПО |
41 |
2.2. Причины и условия образования АСПО |
46 |
2.3. Методы борьбы с АСПО |
52 |
Глава 3. Отложение неорганических солей . |
64 |
3.1. Состав и структура солеотложений . |
65 |
3.2. Причины и условия отложения солей................................. |
66 |
3.2.1. Отложение сульфата кальция ... |
67 |
3.2.2. Отложение карбонатов кальция и магния................. |
71 |
3.2.3. Отложение хлорида натрия .. |
74 |
3.3. Прогнозирование солеотложений...................................... |
75 |
3.3.1. Прогнозирование отложения сульфата кальция . |
75 |
3.3.2. Прогнозирование отложения карбоната кальция---- |
86 |
3.4. Удаление отложений неорганических солей ... |
90 |
3.5. Предотвращение солеотложений....................................... |
94 |
Глава 4. Механические примеси в добываемой и транспортируемой |
|
продукции. |
99 |
4.1. Влияние механических примесей на коррозию нефтепро |
|
мысловых трубопроводов.......... |
100 |
4.2. Удаление механических примесей из перекачиваемых сред |
118 |
Глава 5. Проблемы промысловой трубопроводной транспортировки |
125 |
5.1. Состояние трубопроводов Ватьеганского и Южно-Ягун- |
|
ского месторождений.......... |
125 |
5.2. Осложнения при эксплуатации трубопроводных систем |
|
Арланского месторождения......... |
135 |
5.3. Трубопроводные системы Абдрахмановской площади |
|
Ромашкинского месторождения. |
142 |
Глава 6. Химические реагенты в нефтедобыче----- |
151 |
6.1. Деэмульгаторы . |
152 |
6.2. Ингибиторы коррозии................ |
158 |
Глава 7. Лабораторные исследования влияния магнитной обработки |
|
на свойства промысловых жидкостей . |
166 |
7.1. Использование магнитной обработки . |
166 |
7.2. Приборный комплекс и методики лабораторных исследо |
|
ваний.......... |
170 |
7.2.1. Приборы для оценки коррозионных процессов . |
173 |
7.2.2. Методическое обеспечениелабораторных испытаний .. |
176 |
7.2.2.1. Воздействие магнитного поля на солеотложения |
177 |
1222. Воздействие магнитного поля на коррозион |
|
ную активность жидкости. |
181 |
1223. Магнитная обработка нефтяных эмульсий...... |
184 |
7.2.3. Погрешности лабораторных исследований . |
186 |
7.3. Снижение коррозионной активности промысловых |
|
жидкостей .. |
196 |
7.3.1. Влияние магнитной обработки на свойства водных |
|
систем... |
196 |
7.3.2.Магнитное воздействие на коррозионную актив ность промысловых жидкостей Мортымья-Тетерев-
ского и Южно-Ягунского месторождений .. |
199 |
7.3.3. Влияние магнитной обработки на коррозионную |
|
активность промысловых жидкостей Арланского |
|
и Волковского месторождений . |
205 |
7.4. Разделение нефтяных эмульсий под действием магнитного |
|
поля. |
210 |
7.4.1. Нефтяные эмульсии Южно-Ягунского и Ватьеганско |
210 |
го месторождений. |
|
7.4.2. Нефтяные эмульсии Арланского и Волковского |
214 |
месторождений. |
|
7.5. Лабораторные исследования процессов солеотложения |
222 |
Глава 8. Установки магнитной обработки жидкости . |
230 |
8.1. Установки на постоянных магнитах .. |
230 |
8.1.1. Скважинные установки УМЖ..................... |
230 |
8.1.2. Трубопроводные установки УМЖ............................ |
232 |
8.1.3. Расчет и технологические особенности изготовления |
|
установок УМЖ........................................... |
236 |
8.2. Электромагнитные установки УМП.................................. |
241 |
8.3. Результаты внедрения установок магнитной обработки |
|
жидкости. |
246 |
Глава 9. Выбор технических средств и технологий . |
250 |
9.1. Методы теории многомерной полезности......... |
250 |
9.2. Метод анализа иерархий ... |
253 |
9.3. Методы теории нечетких множеств . |
260 |
9.4. Теория статистических решений .. |
273 |
Заключение......... |
284 |
Литература......... |
285 |
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.
|
|
|
Таблица 1.1 |
Физико-химические свойства нефтяных эмульсий |
|||
некоторых месторождений |
|
||
|
|
Месторождение |
Арланское |
Параметр |
Волковское |
Южно-Ягунское |
|
|
(Вятская |
||
|
|
|
площадь) |
Плотность при 20 °С, г/см3 |
0, 870 |
0,850 |
0, 884-0,887 |
Вязкость кинематическая |
|
30,59 |
От 30,0 до 40,5 |
при 20 °С, мм2/с |
— |
||
Содержание, %: |
|
70,1 |
От 65,0 до 75,0 |
воды |
От 60,0 до 70,0 |
||
смол |
От 15,0 до 20,0 |
11,0 |
18,8 |
асфальтенов |
От 3,0 до 5,0 |
2,9 |
6,9 |
парафинов |
От 3,0 до 4,0 |
1,8 |
2,8 |
Механические примеси, |
От 300 до 500 |
|
От 150 до 350 |
мг/л |
— |
||
Плотность водной фазы, |
1,138 |
1,013 |
1,168 |
г/см3 |