Характеристика деэмульгаторов и ингитора коррозии.

Вопрос 1.

Фонтанный способ добычи нефти. Условие фонтанирования. Освоение фонтанных скважин. Исследование фонтанных скважин и установление оптимального технологического режима их работы.

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит за счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого газа, а также за счет энергии сжатых горных пород.

Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлением. В случае, когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины будет происходить за счет энергии гидростатического напора или за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всего основную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пластовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту движется однородная жидкость. Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения, т.е. Ру > Рнас.

Освоение и пуск в работу фонтанных скважин

Как отмечалось, приток нефти из продуктивного пласта к забою скважин может быть в том случае, когда забойное давление ниже пластового давления. После завершения бурения обычно ствол скважины заполнен глинистым раствором. Плотность глинистого раствора приготавливается такой, чтобы давление столба этого раствора в скважине превышало пластовое давление, т.е. Рзаб > Рпл. В этом случае вызвать приток нефти к забою скважины из пласта возможно или за счет снижения столба жидкости в скважине, или за счет уменьшения плотности жидкости, заполняющей скважину.

Исследование фонтанных скважин и установление технологического режима их работы

Для установления технологического режима работы фонтанных скважин периодически проводят их исследования по методу установившихся пробных откачек и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважин. Изменение режимов (дебитов) работы скважин проводят с помощью смены штуцеров (диаметров отверстий в штуцере).

Метод пробных откачек применяется для определения продуктивности скважин и установления технологического режима ее работы. По кривой восстановления забойного давления определяют параметры пласта. Широкое применение при исследованиях фонтанных скважин получил метод пробных откачек с целью построения индикаторных линий зависимости дебита нефти от перепада давления, определения коэффициента продуктивности, газового фактора, содержания воды и механических примесей в нефти (жидкости) при различных режимах работы скважин. Отбор глубинных проб жидкости осуществляют с помощью глубинных пробоотборников, спускаемых так же, как и глубинные манометры.

Дебит скважин замеряют на групповых замерных установках. Для отбора проб нефти на выкидной линии у устья скважины устанавливается краник, через который отбирается проба нефти и затем в промысловой лаборатории определяется процентное содержание воды в нефти.

Вопрос 2.

Обезвоживание и деэмульсация нефти. Физические основы процессов. Применяемые технологии и химические реагенты. Установки подготовки нефти (УПН), их оборудование.

Жидкость, поступающая с месторождения на установку подготовки и перекачки нефти представляет собой нефтяную эмульсию. Нефтяная эмульсия представляет собой механическую смесь нефти и воды, причем вода находится в виде мелко раздробленных капелек в нефти. Эти капельки окружены и изолированы друг от друга природными эмульгаторами и вследствие этого,не укрупняются и не отстаиваются от нефти. Помимо капелек воды нефтяной эмульсии находятся в мелко раздробленном состоянии твердые вещества-частицы глины ,песка,кристаллики солей. Они также прочно удерживаются в нефти,не отстаиваясь из нее.

Отличительным признаком нефтяной эмульсии служит то,что капельки воды распределены в нефти. Даже в тех,случаях,когда вода в эмульсии содержится больше,чем нефти,вода будет находится внутри нефти. Вода составляет внутреннюю фазу эмульсии, нефть наружную. Такого рода эмульсии называются гидрофобными(не

любящими воду).Они растворяются в воде.

Таким образом, в нефтяных гидрофобных эмульсиях имеется две жидкие фазы- вода и нефть, также имеется третья, твердая фазачастицы механических примесей. Содержание воды в эмульсиях может колебаться в пределах от долей процента до 90%.Чаще всего промысловые эмульсии содержат 20-30% воды. Количество механических примесей составляет обычно от0,01-2,0%. Соли в эмульсии обычно находятся в воде в растворенном виде. Но иногда соли встречаются и в сухом,кристаллическом состоянии , распределенные в нефти в виде отдельных кристалликов.

Основными физическими свойствами нефтяной эмульсии является дисперсность, цвет и вязкость. Дисперсностью эмульсий называется степень раздробленности внутренней ее фазы. Размеры капелек воды находятся в пределах от 0,2 микрона до 100 микронов.Капельки более крупных размеров уже не могут прочно удерживаться в эмульсии. Это будет уже свободная вода, которая легко отделяется от нефти. Крупинки механических примесей имеют размеры от 2-3 до50 микронов. Кристаллы сухих солей встречаются от 5 микронов и ниже. Размеры кристалликов меньше величины профильтровальной

бумаги, поэтому такие кристаллики при фильтровании не отделяются и проходят через поры фильтра.

Дисперсность эмульсии в значительной мере определяет качество эмульсии и стойкость ее. От нее зависят цвет, вязкость эмульсии и способность ее к разложению. Вязкость эмульсии выше,

чем вязкость чистой нефти. Она возрастает с повышением содержания воды, особенно от20% и выше. Она увеличивается также с повышением дисперсности эмульсии. Вязкость эмульсии имеет

большое практическое значение :при перекачке эмульсии увеличение вязкости повышает сопротивление в трубопроводах, понижает их производительность. Для перекачки таких жидкостей требуется насосы более высокого давления. Вязкость эмульсииповышает ее стойкость , затрудняет ее разложение и отстой воды.

На устойчивость эмульсии большое влияние оказывают стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами. Вещества эти - смолы,асфальтены, мыло нефтеносных кислот, твердые частицы парафинов, комплексы металлов . Они обладают способностью собираться, накапливаться на границе между капельками воды и окружающей эти капельки нефть. Концентрируясь здесь, эмульгаторы прилипают к поверхностям капелек воды, обволакивают их, образуют вокруг каждой капельки пленку. Такое свойство некоторых веществ скапливаться на границе между двумя фазами называется адсорбцией. Адсорбция происходит также на поверхности твердых частиц, находящихся в нефти. Образующаяся пленка эмульгаторов, называющаяся защитной пленкой, изолирует капельки воды и крупинки твердых примесей друг от друга и мешает слиянию их в более крупные. Такое слияние не может произойти, если даже капельки вплотную столкнуться друг с другом. К образовавшимся защитным пленкам прилипают мельчайшие твердые частицынаходящиеся в нефти - крупинки кокса, сажи, глины, твердых асфальтовых веществ. Они еще больше повышают толщину и прочность пленок. Чем больше эмульгаторов в нефти и чем они активнее ,т.е.чем легче адсорбируются на капельках воды,тем

легче образуется эмкльсия и выше ее стойкость.

Характеристика деэмульгаторов и ингитора коррозии.

Деэмульгаторы- вещества, обладающие способностью разрушатьзащитные пленки капелек воды, разлагать таким образом, нефтяную эмульсию.Эти вещества, как и эмульгаторы, стремятся абсорбироваться на границах капельками воды и окружающей их нефтью. Деэмульгаторы, применяемые с целью разрушения нефтяных эмульсий, делятся на две большие группы : ионогенные и неионогенные, т.е. диссоциирующие на ионы в водных растворах.На данной установке применяются неионогенные деэмульгаторы :сепарол-41,

выпускаемый германской фирмой , и другие зарубежные деэмульгаторы подобного типа. Кроме этого применяются отечественные деэмульгаторы:дипроксамин, проксамин-385, нетамин-67, АНП-2, СНПХ-4501 и другие.

Установка подготовки нефти включает в себя подготовку нефти, воды, ловушечной нефти. Процесс подготовки начинается с УБСН (установка блочная сепарации нефти), где происходит отделение газа от жидкости. Отделившийся газ подается на факел. Разгазованная жидкость подается в БЕ-1, где происходит первая ступень обезвоживания. Обезвоженная жидкость насосами внутренней перекачки подается в печи нагрева (ПТБ-10), где нагревается до 48-52 С. Затем в отстойниках происходит глубокое обезвоживание ( 2 ступень, содержание воды не более 1%). После 2 ступени в жидкость подают пресную воду ( до 10% от массы жидкости). Основная задача качественное разделение нефти и воды, т.е. нефть обезводить и обессолить, а в отделившейся воде,

подлежащей закачке снова в пласт, не должно содержаться эмульгированных капель нефти и мех примесей. Деэмульгатор подается в жидкость перед УБСН. Затем жидкость поступает в отстойники для разделения воды, а далее в электродегидраторы. Они применяются для глубокого обессоливания средних и тяжелых нефтей. Жидкость прогоняют в межэлектродном пространстве электродегидратора. Происходит разрушение эмульсии и обессоливание нефти Затем нефть подается в резервуары товарного парка, где насосами внешней откачки, через узел учета, подается потребителям. Отделенная вода подается в резервуар, где происходит дополнительный отстой. Чистая вода идет на насосы системы ППД, а нефтяная пленка в систему ловушечной нефти. Она сливается

в подземную емкость, откуда насосом подается в буферную емкость.

В линию пластовой воды подается ингибитор коррозии ВНПП-1А.

Для предотвращения отложения солей предусмотрена подача ингибитора солеотложений ИСБ-1(нитрометил фосфорновая кислота). Расход деэмульгатора летом 80 грамм на тонну жидкости.

Вопрос 3.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: