йинистерство науки и вь1с1шего образования Российской ФедерацииФедера.ггьное государственное бподхсетное образовательное учрех(дение

вь1с1цего образованияк[}ФйБ}{€ |<уй\ |4ндус тРиА}ьнь1й угшшвРситвт>

Ёа правах рукописи

ь#Ахмвт3янов РАтмиР РиФовш{

РАзРАБоткА и совшР!шшнствовАниш мвтодовпо.щотовки нвФти в условиях оБРАзовАния

устойчпдвой этшуль с'{|пв Ршзу.]!ьтАтш гРш

€пециагльность 25.00.17 _ Разработка и экст1пуатация нефтяньтхи газовь!х месторо)кдении

ш|ссвРтА1ц4яна соискание ученой степениканду1дата технических наук

Ёаучный руководитель:доктор физико_математических наук,профессорйусакаев Ёаиль [абса}!пмович

?томень -2019

2

СОДЕРЖАНИЕ

Список сокращений и условных обозначений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Введение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Раздел 1. Общие сведения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

1.1. Объемы добычи нефти с применением ГРП . . . . . . . . . . . . . . . . 14

1.2. Нефтепромысловые эмульсии. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

1.3. Распространенные технологические схемы сбора и

подготовки нефти и газа в Западной Сибири . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

27

Раздел 2. Анализ осложнений, возникающих при подготовке нефти в

результате проведения ГРП. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

32

2.1. Общие сведения о месторождении и продуктивных объектах. . . 32

2.2. Сбор и подготовка нефти на месторождении до массового

применения ГРП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

35

2.3. Осложнения, возникшие при подготовке нефти. . . . . . . . . . . . . . 38

2.4. Анализ промыслового опыта разрушения устойчивых

эмульсий, возникающих в результате проведения ГРП и кислотных

обработок. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

50

2.5. Жидкость – носитель проппанта . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

Раздел 3. Подбор реагента-деструктора устойчивых эмульсий,

образующихся после проведения ГРП и кислотных обработок . . . . . . .

68

3.1. Подбор реагента-деструктора . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

3.2. Исследование проб жидкости, отобранных из скважин после

проведения ГРП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

70

3.3. Оптимальная дозировка реагента ХПП-007 (ДП)1 для

деструкции устойчивых эмульсий, образованных после

проведения ГРП и кислотных обработок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

84

3.4. Реагент-деструктор устойчивых эмульсий, образующихся

после проведения ГРП и кислотных обработок . . . . . . . . . . . . . . . . . .

103

3

3.5. Технология применения смеси реагента-деструктора ХПП-007

(ДП)1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

106

3.6. Способ разделения устойчивых эмульсий, образующихся после

ГРП и кислотных обработок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

111

Раздел 4. Обоснование и реализация эффективного метода

подготовки нефти . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

114

4.1. Разработка эффективного метода качественной подготовки

нефти на УПН . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

114

4.2. Обоснование принципиальной схемы сбора и подготовки

согласно рекомендациям РД 39-0148311-605-86 . . . . . . . . . . . . . . . .

118

4.3. Обоснование наиболее эффективного метода подготовки нефти 122

4.4. Описание технологической схемы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136

4.5. Разработка нового оборудования и результаты опытной

эксплуатации. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Раздел 5. Технико-экономические расчеты. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.1. Расчет экономической эффективности предлагаемого способа

разделения устойчивых эмульсий . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5.2. Оценочный расчет срока окупаемости УПН . . . . . . . . . . . . . . . . .

144

152

152

155

Основные выводы и рекомендации . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156

Список литературы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158

Приложения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168

4

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка; АСПО – асфальтосмолопарафиновые отложения; ГКО – глинокислотная обработка; ГНО – глубинно-насосное оборудование; ГПЗ – газоперерабатывающий завод; ГРП – гидравлический разрыв пласта (пластов); ГПЭС – газопоршневая электростанция; ДНС – дожимная насосная станция; ДНУ – дожимная насосная установка; КИН – коэффициент извлечения нефти; КСУ – конечная сепарационная установка; ЛУ – лицензионный участок; МСБ – материально-сырьевая база; МУПН – мобильная установка подготовки нефти; НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение; ПАВ – поверхностно активное вещество; ППД – система поддержания пластового давления; ПСП – пункт сдачи-приема нефти; ПЗП – прискважинная зона пласта; РВС – резервуар вертикальный стальной; СИКН – система измерения количества и показателей качества нефти; СКО – солянокислотная обработка; ТрИЗ – трудноизвлекаемые запасы; УДР – узел дополнительных работ; УПН – установка подготовки нефти; УПОГ – установка предварительного отбор газа; УПСВ – установка предварительного сброса воды; УЭЦН – установка электроцентробежного насоса; ЦППН – центральный пункт подготовки нефти; ЦПС – центральный пункт сбора.

5

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Внедрение новых и

совершенствование применяемых методов повышения нефтеотдачи

продуктивного пласта является одним из важнейших направлений научно-

технического прогресса в нефтяной промышленности [72, 77]. На сегодня

одним из основных методов интенсификации притока и повышения

нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП). 3а счет

применения данного метода возможно обеспечение экономической

эффективности разработки большинства вновь открытых и ранее не

рентабельных месторождений. При этом для ряда месторождений, в

частности Западной Сибири и особенно с юрскими отложениями, после

массового проведения ГРП при интенсивном режиме эксплуатации скважин

характерны осложняющие подготовку нефти факторы [41]:

1) в прискважинной зоне пласта (ПЗП), а в некоторых случаях, и в

удаленной зоне пласта, образуются продукты физико-химического

взаимодействия неразложившейся жидкости носителя проппанта (геля) и

пластовых флюидов, которые совместно с механическими примесями

являются стабилизаторами (смесью компонентов) эмульсии.

Неразложившийся гель находится в продуктивном пласте как на поверхности

породы, так и в пустотном пространстве трещины. Состав и свойства

исходного геля способствуют распределению стабилизаторов эмульсии по

объему добываемой газожидкостной смеси;

2) высокое газосодержание в добываемой газожидкостной смеси.

Среднее содержание газа в добываемой скважинной газожидкостной смеси,

поступающей на установку подготовки нефти (УПН) после мероприятий по

ГРП, составляет 300 м3/т. Попутный нефтяной газ, начинает выделяться в

ПЗП, повышает устойчивость эмульсии;

6

3) интенсивный вынос механических примесей и, иногда, проппанта.

Выносимые из ПЗП, механические примеси и проппант, а также продукты

реакции соляной кислоты с породой, изнашивают нефтепромысловое

оборудование и трубопроводы, накапливаются в аппаратах на УПН,

приводят к преждевременным отказам оборудования, участвуют в

стабилизации водонефтяной эмульсии.

Целостного понимания того, что указанные факторы являются

сопутствующими для месторождений, разрабатываемых с помощью ГРП, не

существует. Меры по нейтрализации негативных факторов либо их

последствий принимаются, как правило, в одностороннем узконаправленном

порядке. Например, работа по совершенствованию жидкостей разрыва по

составу и свойствам ведется разработчиками и производителями химических

реагентов, предназначенных для ГРП, постоянно. Однако создать

универсальные реагенты, например, брейкер, подходящий одновременно и

для постоянно совершенствуемых жидкостей разрыва и для изменяющихся, с

введением в разработку новых месторождений, геолого-физических условий,

не представляется возможным. Попытки очистить ПЗП кислотными

обработками могут привести к повышению устойчивости эмульсии. Низко

эффективен как подбор деэмульгаторов образующихся эмульсий, так и

повышение удельного расхода в рамках существующих технологических

схем подготовки.

Методы по нейтрализации таких факторов должны иметь системный и

комплексный характер. Необходимо разработать и предложить эффективный

метод, который позволит начать воздействие на источник осложнения

непосредственно в ПЗП, снижая вероятность образования устойчивых

эмульсий, отрицательно влияющих на процесс подготовки нефти. При этом,

учитывая, что добываемая скважинная газожидкостная смесь, содержащая

стабилизаторы эмульсии и характеризующаяся высоким газосодержанием,

все же поступит на УПН, необходимо чтобы метод, лежащий в основе

7

технологии, и технологическое оборудование смогли обеспечить высокое

качество подготовки нефти.

Таким образом, тематика работы, посвященная разработке и

совершенствованию методов подготовки продукции скважин в условиях

образования устойчивой эмульсии в результате применения ГРП при

разработке нефтяных месторождений, является актуальной.

Степень разработанности темы

При выполнении работы автор опирался на научные труды

отечественных и зарубежных ученых и исследователей, которые внесли

значительный теоретический и практический вклад в изучаемой области,

таких как: Н.Ю. Башкирцева, С.И. Борисов, А.И. Волошин, И.Ф. Глумов,

И.Х. Исмагилов, Л.В. Казакова, Р.Д. Каневская, В.Г. Карамышев,

М. Кристиан, В.А. Крюков, Д.Н. Левченко, Л.А. Магадова, Р.И. Мансуров,

В.Ф. Медведев, В.П. Овчинников, Г.Н. Позднышев, С.А. Рябоконь,

Р.З. Сахабутдинов, М.Ю. Тарасов, В.П. Тронов, Р.Ф. Хамидуллин, A. Ahmed,

M.J. Economides и др.

Большинство исследований и их несомненно значимые результаты

затрагивают либо частные вопросы, например, проблемы деструкции геля,

применяемого для ГРП, влияния конкретных видов промысловых реагентов

на подготовку нефти, либо общие вопросы образования и подготовки

устойчивых эмульсий, оборудования применяемого для подготовки нефти и

т.д. Однако исследования, направленного на комплексное изучение проблем

подготовки нефти на месторождениях, возможность экономически

целесообразной добычи на которых появилась за счет ГРП, в результате

которого предложены системные эффективные методы подготовки нефти, не

выполнено.

Учитывая увеличение количества эксплуатируемых месторождений,

подобных рассматриваемым в работе, необходимость детального

исследования в этой области представляется актуальной и значимой.

8

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности технологии подготовки продукции

нефтяных скважин при массовом применении ГРП на примере

Красноленинского НГКМ.

Основные задачи исследования

1. Анализ осложнений процесса подготовки нефти, поиск эффективных

методов устранения их негативного влияния.

2. Анализ промыслового опыта разрушения устойчивых эмульсий,

образующихся после проведения ГРП.

3. Подбор эффективного реагента-деструктора устойчивой эмульсии.

4. Разработка эффективного метода подготовки нефти.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлено, что неразложившаяся жидкость-носитель проппанта на

основе гуаровой смолы взаимодействует с пластовыми флюидами и

механическими примесями, в результате образуется устойчивая

водонефтяная эмульсия, которая существенно осложняет подготовку нефти

при превышении скважинами, запущенными в эксплуатацию после ГРП,

четверти от общего объема добываемой жидкости.

2. Разработанная комплексная смесь реагента-деструктора,

представляющего собой раствор поверхностно-активного вещества

неионогенного типа с массовой долей не менее 10% в смеси метанола и

ароматического растворителя, способна разрушить устойчивую

водонефтяную эмульсию, образующуюся при массовом ГРП, применением в

две последовательные стадии: 1) путем обработки пласта 10 %-м раствором

реагента в товарной нефти в объеме порового пространства ПЗП (объема

трещины ГРП) в остановленной скважине; 2) путем дозирования в

газожидкостную смесь перед входом в УПН в расчете до 3000 г на одну

тонну отбираемой жидкости гидравлического разрыва в период отработки

скважины после ГРП до выхода на стабильный режим эксплуатации.

9

3. Установлено, что при интенсивном разгазировании с отделением не

менее 75% попутного нефтяного газа в сепарационной установке,

оборудованной на входе центробежной насадкой, при давлении 0,55-

0,60 МПа и естественной температуре потока газожидкостной смеси с

высоким объемно-расходным газосодержанием β>0,95, добываемой после

ГРП и движущейся по подводящему трубопроводу в виде аэрозоля,

осуществляется преобразование аэрозоля в неустойчивую эмульсию и

создаются благоприятные условия для ее разрушения в динамическом

режиме.

Практическая ценность и реализация работы

1. В результате анализа осложнений подготовки нефти, возникающих

при массовом применении ГРП, выявлены осложняющие факторы:

а) формирование устойчивой водонефтяной обратной эмульсии,

стабилизируемой смесью компонентов, образуемой после ГРП и кислотных

обработок; б) высокое газосодержание в добываемой смеси; в) вынос из ПЗП

механических примесей и проппанта. Показан их сопутствующий характер.

2. Разработан способ разделения устойчивых эмульсий, образующихся

после ГРП и кислотных обработок, с помощью смеси реагента-деструктора

ХПП-007(ДП)1.

3. В результате анализа промыслового опыта подготовки устойчивых

эмульсий, возникающих после массового проведения ГРП, показано, что

технологические схемы, основанные на применении метода статического

отстоя, являются малоэффективными.

4. Для месторождений, эксплуатируемых с применением ГРП,

рекомендуется разработанный метод подготовки нефти. Метод заключается в

совмещении интенсивного разгазирования добываемой газожидкостной

смеси, которая по нефтесборному трубопроводу движется в виде аэрозоля, и

определенных групп технологических операций в специально разработанной

сепарационной установке для разрушения эмульсии в динамическом режиме.

10

Опытно-промышленными испытаниями на Красноленинском НГКМ

подтверждено преимущество предлагаемого метода над методом

статического отстоя.

5. Разработан трехфазный сепаратор нефтегазовый со сбросом воды

(сепарационная установка, пат. 2428239). Применение установки в условиях

производства позволило уже на первой ступени обеспечить содержание

остаточной воды в эмульсии порядка 3%, отделение попутного газа – до 80%.

6. Деление нефти на группы в целях эффективного проектирования

сепарационных узлов рекомендуется выполнять не от абсолютного значения

газосодержания, как по РД 39-0004-90, а от величины объемного расходного

газосодержания, определяющего границы режимов движения смеси в

отношении жидкая и газообразная фазы.

Методология и методы исследования

Объектом исследования является процесс подготовки нефти на

Красноленинском НГКМ, предметом – методы и средства воздействия на

добываемую скважинную газожидкостную смесь в процессе подготовки

нефти. Теоретической основой исследования стали труды российских и

зарубежных ученых в изучаемой области. Для решения поставленных задач в

диссертационной работе были использованы такие общенаучные методы как

наблюдение, сравнительный анализ, обобщение, расчеты и выдвижение

гипотез, а также лабораторные исследования и опытно-промышленные

работы.

Положения, выносимые на защиту

1. Выявленные в результате анализа технологического процесса

подготовки нефти при массовом ГРП сопутствующие факторы,

способствующие образованию устойчивой водонефтяной обратной эмульсии

и существенно осложняющие этот процесс.

2. Выявленная в результате анализа промыслового опыта подготовки

нефти из устойчивых эмульсий, возникающих после проведения ГРП,

11

недостаточная эффективность технологических схем, основанных на

применении метода статического отстоя.

3. Комплексная эффективность смеси реагента-деструктора,

заключающаяся в разрушении неразложившегося геля на основе гуаровой

смолы как путем обработки ПЗП в остановленной на время скважине без

подъема ГНО, так и дозированием в газожидкостную смесь перед входом в

УПН.

4. Преимущество предлагаемого метода над статическим,

заключающееся в предупреждении повторной сшивки полимеров и

упрочнения эмульсии при использовании различных факторов: особенности

режима движения газожидкостной смеси по трубопроводу, одновременное

применение в разработанной сепарационной установке гравитационных и

центробежных сил, отвод газа и воды на всех ступенях сепарации по

направлению потока.

Обоснованность и достоверность результатов работы следует из

использования сертифицированной лабораторной базы, проведения опытов с

учетом опубликованных руководств и стандартов, из результатов расчетов и

обширного фактического материала. Разработанные автором методы и

оборудование внедрены в производство, получен патент на изобретение.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследований диссертационной работы соответствует

заявленной специальности, а именно пункту 4 «Технологии и технические

средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика

оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и

промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки

научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой

энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

12

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения

докладывались и обсуждались на XVIII Международной

специализированной выставке «ГАЗ. НЕФТЬ. ТЕХНОЛОГИИ – 2010» (Уфа,

2010), VI Российской конференции «Многофазные системы: модели,

эксперимент, приложения» (Уфа, 2017), на заседании кафедры «Разработка и

эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского

индустриального университета, на заседании методического совета отдела

исследования и промысловой подготовки нефти, газа и воды (ИППНГВ)

«ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть».

Личный вклад автора состоит в инициировании работы, участии в

реализации всех этапов выполненной работы: постановке целей и задач

исследования, анализе литературных источников, проведении лабораторных

и опытно-промышленных работ, выполнении расчетов и написании научных

статей, обсуждении результатов и оформлении диссертации. Представленные

результаты исследований получены автором лично и при его

непосредственном участии. Представление изложенных в диссертации и

выносимых на защиту результатов, полученных в совместных

исследованиях, согласовано с соавторами.

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 9 печатных

работах, в том числе в 5 статьях в изданиях, рекомендованных ВАК при

Минобрнауки России; получены патенты на изобретение.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов и

рекомендаций, списка литературы, включающего 80 наименований. Работа

изложена на 170 страницах машинописного текста, содержит 32 таблицы,

28 рисунков и приложения.

13

Автор выражает искреннюю благодарность и признательность

заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых

месторождений Тюменского индустриального университета, доктору

технических наук, профессору С.И. Грачеву за полезные советы, оказанное

внимание и поддержку.

14

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

1.1. Объемы добычи нефти с применением ГРП

Балансовые запасы нефти категорий АВС1 России превышают 18 млрд.

тонн, из них две трети относятся к категории ТрИЗ, доля которых постепенно

увеличивается за счет преимущественной отработки легкоизвлекаемых

запасов. На 150 крупных и уникальных месторождениях страны

сосредоточено более 65% разведанных извлекаемых запасов [59].

Большинство нефтяных месторождений (80%), стоящих в настоящее

время на государственном балансе, это мелкие месторождения с

извлекаемыми запасами до 10 млн. т с долей ТрИЗ до 75%. Средние запасы

нефтяных месторождений, открытых в 1986-1990 гг., составляли примерно

11 млн. т, а в 1991-1999 гг. – около 4 млн. т [7].

В России ежегодно добывается около 500 млн. т нефти; обеспеченность

добычи разведанными запасами разрабатываемых месторождений составляет

35-36 лет, однако обеспеченность добычи без учета ТрИЗ нефти составляет

не более 20 лет. Степень выработанности разведанных запасов достигает

55%, степень разведанности начальных суммарных ресурсов – 46%, то есть в

России еще могут быть выявлены сотни новых месторождений нефти, в том

числе десятки крупных. В последние годы запасы нефти в России стабильно

растут, но основной прирост идет не за счет открытия новых месторождений,

а за счет доразведки отрабатываемых объектов и внедрения современных

технологий добычи, что позволяет существенно увеличить коэффициент

извлечения нефти. При нынешнем состоянии материально-сырьевой базы

(МСБ), без вовлечения в отработку ТрИЗ нефти, удержать достигнутый

уровень добычи в период после 2020 г. будет практически невозможно.

Наращивание добычи нефти в России до начала 1980-х гг. происходило

в основном за счет расширения масштабов разработки высокопродуктивных

15

месторождений, потенциал добычи нефти из активных запасов оставался

высоким, превышающим до 2000 г. 500-550 млн. т в год.

Доля добычи нефти из ТрИЗ до начала 1980-х гг. была незначительна,

она не превышала 7%. Тем не менее, в период 1981-1991 гг. доля добычи

нефти из ТрИЗ наращивалась и увеличилась примерно в 4 раза. В период

1992-2002 гг. уровень добычи нефти из ТрИЗ практически не менялся и

находился в пределах 75-90 млн. т, а рост добычи обеспечивался за счет

интенсификации отбора из активной части извлекаемых запасов нефти. До

2002 г. доля добычи нефти из ТрИЗ не превышала 30%.

В ближайшем будущем увеличение объемов добычи может быть

обеспечено увеличением темпов отбора из разрабатываемых месторождений,

введением в эксплуатацию малодебитных месторождений с ТрИЗ,

увеличением нефтеотдачи на старых месторождениях, вступивших в

позднюю стадию эксплуатации. Роль таких запасов в общей структуре будет

ежегодно возрастать.

Основной нефтяной регион Западной Сибири и России в целом –

Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО) – Югра, где добывается

почти 2/3 российской нефти. В его пределах открыто 273 месторождения

нефти, из которых 120 введено в разработку, в которых заключено 90%

разведанных запасов нефти. В результате многолетней интенсивной

обработки многие из этих месторождений, в том числе крупнейшее в стране

Самотлорское, в значительной степени выработаны и обводнены на 80-90%.

В целом по России, начальные запасы разрабатываемых

месторождений выработаны, в среднем, на 59%, а по ряду длительно

эксплуатируемых месторождений степень выработки достигает в Южном

федеральном округе – до 80%, в Приволжском – 70%, Уральском и Северо-

Западном – 45%. Средняя степень выработки ТрИЗ составляет 19%, а

активных – 70%. Таким образом, средняя степень выработки активных

запасов в 3,7 раза превышает среднюю степень выработки ТрИЗ.

16

В соответствии с фактическим состоянием МСБ и степенью выработки

запасов одним из приоритетов развития МСБ является вовлечение в оборот

ранее открытых, разведанных, но не разрабатываемых месторождений и

залежей с ТрИЗ [59].

В России на долю методов увеличения нефтеотдачи (МУН) приходится

лишь около 9% от общей годовой нефтедобычи (2006 г.), причем больше

половины от этой доли приходится на один метод – гидравлический разрыв

пластов (ГРП). Все остальные методы увеличения нефтеотдачи (без ГРП)

дают прибавку лишь в 4% от годовой добычи [6]. При этом основными

методами для извлечения ТрИЗ и увеличения коэффициента извлечения

нефти (КИН) являются: ГРП, бурение (зарезка) боковых стволов, углубление

стволов скважин на нижележащие горизонты и проведение кислотных

обработок [12].

С экономической точки зрения ГРП в низкопроницаемых пластах,

безусловно, способствует увеличению охвата пласта заводнением, поскольку

позволяет с приемлемой рентабельностью разместить скважины в зонах

более низких эффективных толщин, а также увеличить рентабельный срок

эксплуатации скважин (или обеспечить более высокие накопленные объемы

добычи нефти по этим скважинам) [24].

ГРП является не только методом интенсификации добычи нефти по

отдельным скважинам, но и инструментом регулирования в целом

разработки месторождений, особенно с ТрИЗ, и способом увеличения КИН

[20, 32, 72, 73]. Возможности технологии ГРП для интенсификации добычи

нефти и увеличения нефтеотдачи были проанализированы на примере

месторождений АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Опытно-

промышленные работы по проведению ГРП здесь начаты в 1993 г. К 2001 г.

количество ГРП достигло 352, абсолютная добыча нефти из обработанных

скважин составила 1,6 млн. т при общей годовой добыче 21 млн. т. Всего за

17

рассматриваемый период проведено 1515 ГРП, средний дебит нефти скважин

после ГРП увеличился от 16 т/сут в 1993 г. до 38 т/сут в 2001 г.

На Приобском месторождении нефти ГРП является неотъемлемой

частью системы разработки. Именно применение ГРП позволило ввести в

разработку месторождение со столь сложнопостроенными и

низкопроницаемыми коллекторами [33]. Применение ГРП на Приобском

месторождении позволило дополнительно вовлечь в разработку 700 млн. т

геологических запасов.

Самым эффективным способом интенсификации разработки залежей с

ТрИЗ Шаимской группы месторождений юга ХМАО – Югры также является

ГРП. На начало 2015 г. на месторождениях Шаимской группы было

проведено более 250 операций ГРП [10].

На рисунке 1.1 приведена динамика прироста добычи нефти по

результатам ГРП, бурения боковых стволов и горизонтальных скважин в

ХМАО – Юрге [70].

Рисунок 1.1 – Динамика прироста добычи нефти по результатам ГТМ на

скважинах ХМАО-Югры в период 2001-2012 гг.

18

Согласно [44] в ХМАО – Югре наиболее эффективным в 2015 г.

оказалось бурение горизонтальных скважин, в том числе с многозонным

ГРП. Годовой прирост на одну скважинно-операцию составил 7,2 тыс. т.

нефти.

Если рассматривать месторождения Америки и Западной Европы, то

значимость технологии ГРП для них подтверждается тем, что добыча 1/3

запасов углеводородов здесь возможна и экономически оправдана только с

проведением ГРП [20].

1.2 Нефтепромысловые эмульсии

Эмульсия – это гетерогенная система, состоящая из двух

несмешивающихся или мало смешивающихся жидкостей, одна из которых

диспергирована в другой в виде мелких капелек – глобул (рисунок 1.2).

а б

Рисунок 1.2 – Фотографии нефтяной эмульсии Красноленинского НГКМ с

восьми (а) и сорока (б) кратным увеличением [68]

Эмульсии образуются при смешении добываемых из продуктивных

пластов углеводородов и пластовой (закачиваемой) воды [65, 66]. Эмульсии

бывают [17, 29, 39, 66]:

- обратного типа (основной тип, встречающийся в нефтепромысловой

19

практике), когда капли воды, как дисперсной фазы, распределены в нефти,

как дисперсионной среде, содержание воды в нефти может варьироваться от

следов до 85-90%;

- прямого типа, когда капли нефти, как дисперсной фазы, распределены

в воде, как дисперсионной среде, характеризуются как

малоконцентрированные (разбавленные) системы;

- множественные эмульсии, как прямого, так и обратного типа, когда

дисперсная фаза (нефть или вода) может содержать в себе еще более мелкие

капли противоположной жидкости.

Образование эмульсий преимущественно происходит, по мнению

большинства исследователей, в процессе подъема углеводородов и воды из

скважины на дневную поверхность при интенсивном перемешивании фаз [5,

39, 80]. Выделяются следующие основные причины образования эмульсий:

- выделение газа из нефти и диспергирование добываемой жидкости

при подъеме из скважины;

- диспергирование добываемой жидкости при подъеме из скважины в

рабочих органах УЭЦН при механизированном способе добычи;

- диспергирование транспортируемой жидкости в элементах системы

сбора за счет высоких перепадов давления, пульсации газожидкостного

потока и конструкции элементов системы.

На сегодняшний день при эксплуатации месторождений возможны

режимы работы скважин, при которых забойное давление ниже давления

насыщения. В таких случаях соответственно возможно образование эмульсий

уже в ПЗП. При эксплуатации месторождений в Восточной Сибири,

характеризующихся низкими пластовыми давлениями и температурами, и

высокой минерализацией пластовой воды также возможно образование

эмульсий уже в ПЗП. В каждом конкретном случае место образования

эмульсий, их характеристики и причины их высокой устойчивости

необходимо изучать индивидуально.

20

Эмульсии характеризуются такими свойствами как кинетическая и

агрегативная устойчивость, вязкость, размер эмульгированных глобул

водной фазы.

Кинетическая устойчивость – это способность эмульсионной системы

противостоять оседанию или всплыванию частиц (глобул) дисперсной фазы

под действием сил тяжести. Чем выше вязкость дисперсионной среды,

меньше разность плотностей эмульгируемых сред и радиус глобул

образовавшейся эмульсии, тем, следовательно, выше ее кинетическая

устойчивость.

Агрегативная устойчивость – это способность частиц (или глобул)

дисперсной фазы при их столкновении друг с другом или границей раздела

фаз сохранять свой первоначальный размер. Агрегативная устойчивость

водонефтяных эмульсий по Ребиндеру определяется временем их

существования и рассчитывается как отношение высоты столба эмульсии

(Н, см), к средней линейной скорости самопроизвольного расслоения

системы (v, см/с).

Общая устойчивость эмульсии может быть охарактеризована

изменением плотности определённого ее слоя за определенное время или

количеством выделившейся воды при отстое.

Вязкость нефтяных эмульсий зависит от вязкости нефти, температуры,

при которой формируется эмульсия, количества воды в эмульсии и

дисперсности эмульсии [76]. Вязкость нефтяных эмульсий изменяется в

зависимости от градиента скорости. Уменьшение диаметра капель

дисперсной фазы (менее 10 мкм) при одной и той же обводненности

приводит к увеличению вязкости эмульсии.

При содержании воды в нефти свыше 20% вязкость эмульсии

возрастает. Максимум вязкости имеет место при определенной критической

концентрации воды Wкр, характерной для данного месторождения. При

дальнейшем увеличении Wкр вязкость эмульсии уменьшается. Критическое

21

значение коэффициента обводнения, при котором вязкость эмульсии

начинает снижаться, называется точкой инверсии. В точке инверсии

происходит обращение фаз, в результате чего дисперсная фаза (вода)

становится дисперсионной средой (внешней, сплошной), а дисперсионная

среда (нефть) – дисперсной фазой (разобщенной). Обращение фаз нефтяных

эмульсий имеет исключительно большое практическое значение. Эмульсия

прямого типа, имеющая внешней фазой воду, транспортируется при меньших

энергетических затратах, чем эмульсия обратного типа, имеющая внешней

фазой нефть. При этом однако повышается коррозионный износ

трубопроводов.

Плотность эмульсий рассчитывают, зная плотность нефти и пластовой

воды, образующих эмульсию, и их объемное (процентное содержание), либо

определяют лабораторным путем.

Под дисперсностью эмульсий понимают степень раздробленности

дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность характеризуется:

диаметром (размером) капель; собственно, дисперсностью – величиной

обратной диаметру капель; удельной межфазной поверхностью –

отношением суммарной поверхности глобул к их общему объему. Чем

больше удельная поверхность, тем более стойкой будет эмульсия и

потребуется больший расход реагента-деэмульгатора.

В промысловых эмульсиях размер капель дисперсной водной фазы

обычно составляет от 0,1 до 250 мкм. Нефтяные эмульсии относятся к

полидисперсным системам. По дисперсности нефтяные эмульсии

подразделяются на:

- мелкодисперсные с размером капель воды от 0,1 до 20 мкм;

- средней дисперсности, содержащие капли воды размером от 20 до 50

мкм;

- грубодисперсные, с каплями воды от 50 до 300 мкм.

22

В легко расслаивающихся эмульсиях обычно большинство глобул воды

крупные – размером от 50 до 100 мкм, в то время как стойкие эмульсии

содержат в основном глобулы размером от 0,1 до 10 мкм [55]. Капли более

крупного размера могут существовать только в потоке вследствие быстрой

седиментации в статических условиях. Исследования [46] показали, что при

увеличении содержания воды в обратных эмульсиях от 20 до 40%

происходит резкое уменьшение капель воды, монодисперсные капли воды

флокулируют, формируя плотно упакованную структуру, имеющую

разветвленный характер и пронизывающую весь объем образца. Отсюда

процесс образования эмульсии проявляется наиболее интенсивно при

обводненности добываемой продукции порядка 40-60% и процесс

разрушения эмульсии является наиболее энергозатратным. При этом

лабораторными исследованиями [46] установлено, что при оборотах

пропеллерной мешалки до 2000 об/мин наблюдается различие дисперсности

от обводненности нефти, при больших оборотах мешалки дисперсность

эмульсии выравнивается и стремиться к минимальным значениям.

Интересен также результат исследований [55], согласно которому

изменение показателя рН среды от значения 7 в ту или иную сторону

приводит к увеличению степени дисперсности глобул воды, и,

следовательно, к увеличению стойкости эмульсии. Причина такого

поведения заключается в том, что максимальное значение межфазного

натяжения на границе нефть – вода находится в области значений рН = 6…9,

и при его изменении в ту или иную сторону межфазное натяжение

уменьшается, при значениях рН выше 12 оно столь мало, что происходит

самопроизвольное эмульгирование.

В процессе диспергирования газоводонефтяных смесей на развитой

поверхности контакта нефть-вода за счет адсорбционно-адгезионных

процессов скапливаются различные молекулярно и коллоидно-

диспергированные вещества (или частицы). Такими веществами могут быть

23

асфальтены, смолы, соли нафтеновых кислот и тяжелых металлов,

микрокристаллы парафина и твердые частицы минеральных и углистых

суспензий с поверхностью, модифицированной полярными компонентами

нефти, порфирины и их окислы, содержащие тяжелые металлы и так далее.

Эти вещества, являющиеся природными стабилизаторами нефтяных

эмульсий, взаимодействуют друг с другом, и с нефтяной и водной фазами

эмульсии. В результате образуются механически прочные защитные пленки,

препятствующие процессу коалесценции (но не флокуляции) капель воды в

нефти. На рисунке 1.3 схематически изображена такая оболочка на

поверхности глобулы воды.

Рисунок 1.3 – Схематичное изображение пленки на поверхности глобул воды: 1 – толщина оболочки; 2, 3 – эмульгирующие вещества; 4 – глобула

воды; 5 – нефть

С явлением образования оболочки на поверхности глобулы воды

связывают процесс «старения» эмульсии. Под процессом старения понимают

упрочнение пленки эмульгатора с течением времени. Процесс старения

эмульсии может длиться от нескольких часов до 3-4 дней [66]. Свойства

24

защитных пленок зависят от ряда факторов и, в первую очередь, от их

компонентного состава [5].

Основная роль в стабилизации эмульсий отводится коллоидно-

растворимым компонентам нефти – асфальтенам и смолам и высокоплавким

парафиновым углеводородам. На повышение устойчивости нефтяных

эмульсий влияют различные механические примеси.

Одни и те же твердые частицы в зависимости от изменения

соотношения их гидрофобных или гидрофильных участков могут

стабилизировать эмульсии как прямого, так и обратного типа [55]. Однако на

практике механические примеси независимо от их природы и источников

попадания в продукцию нефтяных скважин чаще всего образуют

гидрофобные образования с асфальтосмолистыми и парафиновыми

компонентами нефти и распределяются в основном в объеме нефтяной фазы.

В процессе обезвоживания нефти механические примеси могут осаждаться

вместе с крупными каплями воды на границу раздела фаз, образуя

труднорастворимые концентрированные промежуточные слои.

Результаты исследований [35] свидетельствуют о том, что мицеллы

асфальтенов образуют на границе раздела нефть – вода жесткую

структурную сетку (каркас) пленки. Молекулы смол или ароматических

углеводородов играют роль прослоек жидкости между структурными

элементами асфальтенов, ослабляя их взаимодействие и придавая вязко-

эластичный (жидкообразный) характер межфазным пленкам. Вполне

очевидно, что такие жидкообразные пленки со слабым сцеплением между

структурирующими частицами асфальтенов на поверхностях глобул воды в

нефтяных эмульсиях легче разрушить реагентами-деэмульгаторами.

Интенсивность разрушения эмульсии характеризуется разностью

между плотностями воды (ρw) и нефти (ρo) Δρ:

ow ρρρ −=∆ , (1.1)

25

а также безразмерным критерием U для оценки стойкости нефтяных

эмульсий при воздействии на них реагентом-деэмульгатором, равным

отношению суммарного массового содержания асфальтенов (mа) и смол (mr)

к содержанию парафинов (mp) в нефти [34, 66]:

p

ram

mmU += . (1.2)

Показатель Δρ, как физическая характеристика их разделения,

характеризует движущую силу гравитационного отстаивания, для этого

процесс разделения эмульсий может классифицироваться на:

- труднорасслаиваемый, Δρ = 200-250 кг/м3;

- расслаиваемый, Δρ = 250-300 кг/м3;

- легко расслаиваемый, Δρ = 300-350 кг/м3.

Показатель U не только характеризует углеводородный состав нефти,

но и предопределяет способ деэмульгирования нефтяных эмульсий. По

безразмерному критерию U нефти разделяются на:

- смешанные U = 0,951-1,400;

- смолистые U = 2,759-3,888;

- высокосмолистые U = 4,774-7,789.

Процесс разрушения водонефтяных эмульсий заключается в

превращении их из агрегативно-устойчивого мелкодисперсного состояния в

кинетически неустойчивые, крупнодисперсные, расслаивающиеся системы

путем определенного на них воздействия [5, 39, 64]. Согласно [64]

существует условная классификация способов деэмульгирования нефти на:

- механические (фильтрация, центрифугирование, обработка

акустическими и ультразвуковыми колебаниями и др.);

- термические (подогрев с отстаиванием, промывка горячей водой);

26

- электрические (обработка в электромагнитных полях);

- химические (обработка реагентами-деэмульгаторами).

Различают трубную и пенную деэмульсацию; термомеханическую,

заключающуюся в интенсивном перемешивании нагретой эмульсии (без

деэмульгатора); метод обращения фаз и др. в основу подобной

классификации способов деэмульсации нефти положена та или иная

особенность соответствующего метода, основанная на определенной стадии

процесса деэмульгирования. На практике все способы как правило являются

комбинированными.

Выделяют три основных стадии процесса разрушения водонефтяных

эмульсий [29, 39, 64]: разрушение бронирующих оболочек, укрупнение

капель, разделение фаз. Обобщенная [64] оценка различных методов

воздействия на водонефтяные эмульсии по их эффективности и

технологичности проведения процесса приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Оценка методов воздействия

Стадии Характеристика Значимость процесса по эффективности технологичности

1 Разрушение бронирующих оболочек

1. Химические реагенты 2. Нагрев 3. Электростатические поля 4. Перемешивание

1. Химические реагенты 2. Перемешивание 3. Нагрев 4. Электростатические поля

2 Укрупнение капель

1. Электрические поля 2. Коалесцирующие насадки 3. Гидродинамические эффекты 4. Импульсные воздействия 5 Промывка в слое воды 6. Применение флокулянтов 7. Магнитное поле

1. Гидродинамические эффекты 2. Промывка в слое воды 3. Электрические поля 4. Коалесцирующие насадки 5. Импульсные воздействия 6. Применение флокулянтов 7. Магнитное поле

27

Окончание таблицы 1.1

3 Разделение фаз

1. Центрифугирование 2. Отстаивание 3. Флотация, пенная деэмульсация 4. Электростатические поля

1. Отстаивание 2. Центрифугирование 3. Электростатические поля 4. Флотация, пенная деэмульсация

Как видим из представленной таблицы, по утверждению авторов, на

первой стадии преимуществами по эффективности и технологичности

обладают химические реагенты (деэмульгаторы), на второй – можно

выделить гидродинамические эффекты комплексируя их с коалесцирующими

насадками. На третьей стадии преимуществами, по мнению авторов,

обладают центрифугирование и отстаивание.

Однако, в каждом конкретном случае, выбираются наиболее

эффективные способы и технологические режимы обезвоживания нефти с

учетом местных специфических условий опытно-промышленным путем [29].

1.3. Распространенные технологические схемы сбора и подготовки

нефти и газа в Западной Сибири

Наиболее распространенные современные системы сбора добываемой

скважинной жидкости в Западной Сибири характеризуются как однотрубные

(жидкость отводится от скважины по одной трубе без разделения на

жидкость и газ), напорные (жидкость отводится от скважины под

собственным давлением) и герметизированные (нет непосредственного

контакта транспортируемой жидкости с атмосферой) [17, 38]. Добываемая

скважинная жидкость от скважин поступает в автоматизированные

групповые замерные установки (АГЗУ) для первичного замера объема,

обводненности и газосодержания [17, 38, 39]. При большой протяженности

трубопроводов предусматриваются участковые дожимные насосные станции

28

(ДНС), включающие, как правило, сепарационные установки и установки

предварительного сброса воды (УПСВ), на которых происходит

предварительное отделение газа и попутной воды. На ДНС устанавливаются

дожимные насосные агрегаты (центробежные, мультифазные насосы),

обеспечивающие поток жидкости дополнительным напором, для доставки

через высоконапорный нефтепровод на УПН [5]. Отделенная вода с ДНС (и

УПН), подготовленная до установленных требований, поступает на блочную

кустовую насосную станцию (БКНС) откуда под давлением подается через

высоконапорные водоводы системы поддержания пластового давления

(ППД) в нагнетательные скважины. При отсутствии потребности в системе

ППД или избытке воды, вода может утилизироваться закачкой в

проницаемые пласты. На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ

отводится по отдельному газопроводу потребителю (например, на

газопоршневую электростанцию – ГПЭС), по высоконапорному газопроводу

на УПН для дополнительной очистки и общего сбора и/или на

газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

На крупных месторождениях предусматривается центральный пункт

сбора (ЦСП) либо центральный пункт подготовки нефти (ЦППН).

На УПН (ЦСП, ЦППН) осуществляется конечная сепарация нефти, ее

обессоливание и обезвоживание, то есть подготовка нефти до товарного

качества. Готовая нефть подается в систему измерения количества и

показателей качества нефти (СИКН) и далее в магистральный нефтепровод.

Запасы товарной нефти могут временно храниться в резервуарах

вертикальных стальных (РВС). Газ на УПН (ЦСП, ЦППН) может также

проходить дополнительную качественную подготовку в зависимости от

требований потребителя (например, требования к качеству газа, подаваемого

на ГПЭС).

Фактически на месторождениях нефти и газа в Западной Сибири

применяются однотрубные, герметизированные, напорные системы сбора с

29

учетом местных специфических условий [38]. При этом одной универсальной

системы сбора не существует [5].

В связи с кустовым методом строительства скважин в Западной

Сибири существуют две разновидности системы сбора, связанные с

особенностями подготовки нефти [5] (рисунок 1.4).

Для обеих разновидностей может быть характерно, что сепарация

нефти осуществляется в две-три ступени. Первая ступень сепарации нефти

осуществляется при давлении 0,4-0,8 МПа на сепараторах перед ДНС. Газ

первой ступени при давлении сепарации может транспортироваться

потребителю на большие расстояния.

К первой разновидности относят схемы сбора, в которых обводненную

нефть окончательно подготавливают на ЦППН. В этом случае на ДНС ввод

деэмульгатора осуществляется перед первой ступенью сепарации. На ДНС

осуществляется частичное обезвоживание нефти без предварительного

подогрева. Частично обезвоженную нефть с растворенным газом далее

насосами ДНС перекачивают на ЦППН, где осуществляется сепарация

второй и третей ступеней при давлениях соответственно 0,25-0,105 МПа и

окончательное термохимическое и термоэлектрохимическое обезвоживание

и обессоливание.

Ко второй разновидности относят схемы сбора, в которых нефть

полностью обезвоживают на ДНС, для чего там имеются подогреватели и

отстойники (электродегидраторы). В этой схеме деэмульгатор и подогретую

воду из отстойников обезвоживания нефти подают перед сепараторами

первой ступени. Отделенная вода отводится от сепараторов первой ступени

(аппаратов предварительного сброса), а частично обезвоженная нефть под

давлением сепарации идет на подогреватели, трубопровод-каплеобразователь

и отстойники. Затем газонасыщенная обезвоженная нефть может

смешиваться с потоком нефти, прошедшей только первую ступень

сепарации, и откачивается насосами на ЦППН. Там осуществляется окон-

30

Рисунок 1.4 – Системы сбора нефти на месторождениях Западной

Сибири:

Iа и Iб – первая разновидность систем сбора;

II – вторая разновидность систем сбора.

1 – скважины; 2 – АГЗУ; 3 – блоки дозирования химических реагентов;

4 – сепаратор первой ступени; 5 – аппарат предварительного сброса

воды; 6 – отстойник (электродегидратор); 7 – блоки нагрева; 8 –

насосный блок ДНС; 9 и 10 – сепараторы второй и третьей ступеней; 11

– деэмульсаторы; 12 – РВС; 13 – СИКН; – газ потребителю; –

вода в ППД; – нефть в магистральный трубопровод.

чательная сепарация нефти. Газ используют на собственные нужды и

откачивают потребителям (ГПЭС, ГПЗ и т.д.).

Процесс окончательного обезвоживания нефти зачастую

осуществляется методом статического отстоя в отстойниках (РВС).

31

При выборе варианта технологической схемы сбора учитывают:

− энергетический потенциал месторождения в период его интенсивной

разработки;

− способы эксплуатации скважин и условия разработки месторождений;

− физико-химические свойства нефти, водонефтяной эмульсии и

пластовых вод;

− количество получаемых продуктов (ассортимент и

производительность);

− особенности системы сбора и применяемого оборудования;

− рельеф местности, который характеризуется суммой геодезических

подъемов на один километр трассы;

− климатические условия [5, 61, 64].

Типизация при разработке технологических схем промысловой

подготовки нефти позволяет применять унифицированные технологические

решения при проектировании обустройства нефтяных месторождений,

разрабатывать и выпускать серийное оборудование [51, 64].

Основными структурными составляющими и наиболее типичными

узлами в унифицированных схемах подготовки нефти являются:

− сепарация;

− приготовление и дозировка реагента;

− предварительное обезвоживание;

− перекачка эмульсии;

− регенерация тепла;

− горячая или вакуумная сепарация;

− обезвоживание и обессоливание.

32

2. АНАЛИЗ ОСЛОЖНЕНИЙ, ВОЗНИКАЮЩИХ ПРИ ПОДГОТОВКЕ

НЕФТИ В РЕЗУЛЬТАТЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

2.1 Общие сведения о месторождении и продуктивных объектах

Работа проводилась на добывающих скважинах и на «ДНУ» (она же

существующая УПН), подготавливающую нефть двух обособленных

лицензионных участков (ЛУ) Красноленинского НГКМ в период опытно-

промышленной эксплуатации.

Промышленная нефтеносность на ЛУ связана с отложениями в

следующих пластах: пласты ВК1 и ВК2 викуловской, ЮК1 абалакской, ЮК2,

ЮК3, ЮК4, ЮК5, ЮК6, ЮК7, ЮК8-9 тюменской, ЮК10 шеркалинской свит и в

породах доюрского комплекса (ДЮК).

По объему начальных извлекаемых запасов нефти рассматриваемые

участки относятся к категории средних, а по геологическому строению – к

очень сложным.

Основной объем (69%) извлекаемых запасов нефти участков

содержится в коллекторах Тюменской свиты. Коэффициент извлечения

нефти − 0,21.

Нефтенасыщенная толщина невелика и составляет в среднем по

пробуренным скважинам 9-11 м при общей толщине объекта – 140 м.

Песчанистость пород объекта ЮК2-9 + ЮК10 – крайне низкая (в среднем 0,11-

0,13), расчлененность – высокая (в среднем 9,3-10,8). Средневзвешенные по

толщине значения параметров коллекторских свойств по ГИС следующие:

низкая пористость – порядка 15%, умеренная проницаемость – порядка

30 мД, нефтенасыщенность в среднем 63-70%. Нефть лёгкая, высокого

качества (таблица 2.1).

Компонентный состав нефтяного газа и разгазированной нефти при

однократном разгазировании пластовой нефти приведены в таблице 2.2.

Плотность газа порядка 1,0 кг/м3.

33

Таблица 2.1 – Характеристика нефти

Характеристики Единица измерения

Свойства нефти месторождения

Плотность (поверхностные условия) кг/м3 830

Вязкость мПа*с 5

Молярная масса г/моль 176

Температура застывания °С -5 Коэффициент объемного расширения 1,4

Массовое содержание %

- серы 0,16

- смол селикагелевых 2,97

- асфальтенов 0,11

- парафинов 2,90

Температура плавления парафинов 53,6

Температура начала кипения 90,0

Объемное содержание фракций %

- 100 1,0 - 150 13,5 - 200 23,7 - 250 42,1 - 300 54,2

Склонность к пенообразованию (время разрушения пены) мин до 5

Обводненность % об. 10-15

Газосодержание м3/м3 140

34

Таблица 2.2 – Компонентный состав нефти и газа

Показатели Содержание компонентов, % разгазированная нефть выделившийся газ

Двуокись углерода 0,01 1,17 Азот - 0,23 Метан 0,22 54,46 Этан 0,51 16,93 Пропан 1,94 16,22 Изобутан 0,62 1,81 Н-бутан 3,06 6,22 Изо-пентан 1,44 1,12 Н-пентан 3,11 1,81 Гексан и выше 89,53 0,01

Пластовые воды месторождения относятся к гидрокарбонатно-

натриевому типу, минерализация вод составляет в среднем 9,93 г/л.

Плотность воды в поверхностных условиях составляет в среднем 1009 кг/м3.

Химический состав пластовых вод представлен в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Химический состав пластовой воды

Наименование Среднее значение, мг/л K+ + Na+ 3524,3

Ca2+ 119,0 Mg2+ - Cl- 4963,0

HCO3- 1268,8

SO4- 28,81

Водородный показатель pH 7,3

Наибольший объем дополнительной добычи нефти запланировано

получить за счет ГРП.

Фонд добывающих скважин преимущественно оборудован

отечественными установками электроцентробежных насосов (УЭЦН).

35

2.2 Сбор и подготовка нефти на месторождении до массового

применения ГРП

Основными объектами эксплуатации на Красноленинском НГКМ

являются продуктивные пласты юрских отложений тюменской свиты ЮК2-9 и

ЮК10, характеризующиеся как сложно-построенные залежи с низкими

фильтрационно-емкостными свойствами коллектора. На стадии пробной

эксплуатации месторождения эксплуатировались рентабельные

эксплуатационные и разведочные, скважины, в том числе фонтанным

способом. За несколько лет до выполнения диссертационной работы были

выполнены несколько малообъемных операций ГРП, в том числе с

жидкостью носителем на нефтяной основе.

Добываемая из юрских отложений нефть отличается своим высоким

качеством (таблица 2.4) и не требует особых условий подготовки [52].

Таблица 2.4 – Характеристика нефти согласно РД 39-0004-90

Характеристики Свойства нефти Группы по РД Плотность (поверхностные условия) 830 кг/м3 легкие Вязкость 5 мПа∙с Склонность к пенообразованию (время разрушения пены)

до 5 мин непенистые

Обводненность 10-15% малообводненные Газосодержание 140 м3/м3 от 100 до 400 (средние)

Скважинная жидкость, поступающая на «ДНУ», изначально

характеризуется согласно РД 39-0004-90 низким содержанием воды [52].

Рассмотрим добываемую на рассматриваемых площадях нефть с точки

зрения характеристик нефтяных эмульсий, используя информацию из

подраздела 1.2. Обводненность добываемой жидкости (нефти) на данной

стадии разработки месторождения доходила до 15%, соответственно процесс

образования эмульсии теоретически не находится в интенсивной фазе.

36

По показателю Δρ (формула (1.1)):

Δρ = 1009 – 830 = 179 кг/м3;

процесс разделения эмульсии относится к труднорасслаиваемым.

По безразмерному критерию U (формула (1.2)):

U = (0,11 + 2,97) / 2,9 = 1,06;

нефть относится к смешанным.

Сбор продукции скважин осуществлялся по однотрубной напорной

герметизированной системе на «ДНУ» с трех направлений, с южной стороны

из куста №Х7, с запада из куста №Х2 и с севера из куста №Х5. Диаметр

нефтесборного трубопровода – 0,159 м.

При разделении подобных водонефтяных эмульсий с низкой

агрегативной устойчивостью, способных расслаиваться при естественной

температуре потока технологическая схема установки подготовки нефти

должна включать минимум оборудования: газосепаратор, отстойник воды и

блок подачи реагента [52].

С учетом газового фактора, равного 120 м3/т, и давления насыщения

нефти газом порядка 5,5 МПа, при эксплуатации с низкими динамическими

уровнями (на высокой депрессии) возможно повышение газосодержания в

добываемой скважинной газожидкостной смеси. В таких условиях обычно

рекомендуется предварительное отделение газа от газожидкостной смеси во

встроенном (либо выносном) устройстве. Но при малых объемах добычи, в

нашем случае, для отделения газа было достаточно существующих емкостей

[41].

Ежесуточный объем поступления добываемой жидкости на подготовку

на «ДНУ» во время максимальной добычи в период опытно-промышленной

эксплуатации месторождения не превышал 200 м3/сут. Равномерное

поступление скважинной газожидкостной смеси в малом объеме на «ДНУ»

позволяло осуществлять подготовку нефти методом статического отстоя в

накопительных емкостях. Использовалась простейшая схема подготовки,

37

соответствующая существующим рекомендациям (рисунок 2.1) [41]. Из

нефтесборного трубопровода добываемая газожидкостная смесь поступала

непосредственно в нефтегазовый сепаратор типа НГС-50, где происходило

отделение большей части газа от жидкости, и далее жидкость поступала на

горизонтальные цилиндрические емкости-отстойники, расположенные на

постаментах, где отделялась вода и выветривались остатки газа. Блок подачи

реагента отсутствовал. Деэмульгатор, в случае необходимости, вводился

непосредственно в емкости-отстойники. Емкости-отстойники подогревались

в холодное время года. В целом процесс подготовки нефти занимал до 12

часов. Фактически подготовка нефти до товарного качества до проведения

мероприятий по ГРП осуществлялась в штатном технологическом режиме,

без сбоев.

Рисунок 2.1 – Схема подготовки нефти

После подготовки нефти до товарной кондиции на «ДНУ», она

транспортировалась автомобильным транспортом до пункта сдачи-приема

ПСП СИКН. Сдача нефти осуществлялась на коммерческом узле учета в

соответствии с действующими требованиями согласно ГОСТ Р 51858–2002

[41].

38

В целом отсутствие осложнений в процессе подготовки нефти до

проведения мероприятий по ГРП можно объяснить, как малыми объемами

подготовки (до 200 м3/сут), так и особенностями нефтяной эмульсии:

1) процесс образования эмульсии не был на пике интенсивности по

причине малой обводненности добываемой жидкости;

2) не смотря на имеющуюся разность в плотностях нефти и воды и,

соответственно, отнесения процесса разделения эмульсий по приведенной

классификации к труднорасслаиваему, характеристика углеводородного

состава нефти с малым содержанием асфальтенов предполагает отсутствие

сложностей в подготовке нефти [16].

2.3. Осложнения, возникшие при подготовке нефти

Проведение опытных мероприятий по ГРП с полудлиной трещины от

120 м и более и большим объемом проппанта позволило повысить добычу на

участке Красноленинского НГКМ. Объемы подготавливаемой жидкости в

среднем увеличились со 130 м3/сут в 2009 г. до 350 м3/сут к середине 2010 г.

Операции по ГРП осуществлялись посредством нагнетания в скважины

технологического геля с проппантом под высоким давлением. Объемы геля

на основе пресной воды, приходящиеся на одну скважину, при проведении

работ по ГРП доходили до 800 м3, в среднем были 400 м3. Гелеобразующим

полимером являлась гуаровая смола (порошок), а дисперсионной средой –

пресная вода из наземных и артезианских источников.

При освоении и эксплуатации скважин были выявлены факторы,

осложняющие подготовку нефти до товарного качества. Проведение

мероприятий по ГРП на добывающем фонде скважин внесло изменения в

технологический процесс добычи и подготовки нефти.

В процессе освоения получали мгновенное увеличение обводненности

добываемой жидкости. При таких разовых выносах обводненность жидкости

колеблется от порядка 90% с начала выхода скважины на режим до 3-10%

39

после. Поступление жидкости из одной-двух скважин при эксплуатации

особенно в первый один-два месяца после ГРП при малых общих объемах

добычи оказало существенное негативное влияние на подготовку нефти,

вплоть до остановки ее сдачи в связи с превышением показателя остаточной

воды более 1%. По пробам в жидкости визуально фиксировались остатки

неразложившегося геля (рисунок 2.2). Произошло искусственное обогащение

образующейся водонефтяной эмульсии гелеобразным полимером –

стабилизатором эмульсии. Совместно с другими стабилизаторами,

выносимыми из пласта при добыче, присутствие остатков геля привело к

повышению устойчивости образующейся эмульсии [55, 68]. Использование

пресной воды из поверхностных источников в основе геля ГРП приводило к

изменению значения рН поступающей на «ДНУ» жидкости и также

способствовало образованию устойчивой эмульсии.

Рисунок 2.2 – Проба эмульсии после ГРП со входа УПН

По существующим представлениям, описываемая высоковязкая

загрязняющая жидкость находится в продуктивном пласте, как на

40

поверхности породы, так и в пустотном пространстве трещины, в некоторых

случаях снижая ее проницаемость (рисунок 2.3) [53, 56, 58].

Рисунок 2.3 – Неразложившийся гель в трещине ГРП

Во время эксплуатации скважины за счет депрессии происходит

постепенный вынос высоковязкой загрязняющей жидкости в составе

добываемой скважинной газожидкостной смеси. В процессе подъема

добываемой смеси на поверхность и диспергирования в УЭЦН и обвязке

устья скважины образуется устойчивая эмульсия. Состав и свойства

исходного геля способствуют распределению хлопьевидной субстанции по

объему газожидкостной смеси, в последующем препятствуя отделению воды

от нефти и осложняя тем самым процесс подготовки нефти.

Эмульсия, содержащая полимер, в отличии от естественной эмульсии

выглядит под микроскопом четко «структурированной» с «ячеистым»

строением [8]. «Структурированность» выражается в том, что капли

эмульгированной воды образуют отдельные конгломераты, не слипаясь друг

с другом, или выстраиваются в цепочки различных форм и размеров. Капли в

цепочках контактируют друг с другом, но не сливаются. При воздействии на

41

эмульсию с полимером деэмульгатором капли эмульгированной воды

частично коалесцируют, но полного разделения на нефть и воду при расходе

деэмульгатора, достаточном для разрушения естественной эмульсии, не

происходит. При наблюдении такой эмульсии под микроскопом видно, что

на определенном этапе действие деэмульгатора прекращается,

эмульгированная вода, находившаяся в виде капель, образует «ячеистую»

структуру, пересеченную прочными перегородками, не позволяющими воде

образовать отдельную фазу, и это придает эмульсии повышенную

устойчивость.

Сопоставили объемы добываемой жидкости со скважин переходящего

фонда без ГРП в текущем и предыдущем месяцах и со скважин, находящихся

в выводе на режим и отработке после ГРП. После запуска первой скважины

добыча жидкости в среднем увеличилась с 130 м3/сут до 160 м3/сут (на 23%).

Затем запускались следующие скважины, увеличивая общую добычу.

Результаты показали, что существенное влияние на процесс подготовки

нефти (содержание воды в нефти 1% и более) при поэтапном вводе скважин

после ГРП наблюдалось при вкладе скважин, в общий объем добываемой

жидкости от четверти и выше.

Путями решения выявленной проблемы в скважинах, где было

проведено ГРП, на практике являются [42]:

- совершенствование жидкостей разрыва по составу и свойствам с

целью обеспечения максимальной степени и минимального срока

разрушения геля, выполнившего свою задачу, после проведения ГРП;

- индивидуальный подбор жидкостей разрыва к каждой залежи

углеводородов;

- обработка ПЗП скважин с высокой степенью загрязнения остатками

неразложившегося геля, растворами специальных составов (реагентов).

Работа по совершенствованию жидкостей разрыва по составу и

свойствам ведется разработчиками и производителями химических

42

реагентов, предназначенных для ГРП, постоянно [31]. В качестве реагентов,

разрушающих структуру геля, в состав жидкости разрыва включены

деструкторы или брейкеры. Брейкерами могут быть применены пероксиды,

кислоты, окислители и энзимы. Однако, наличие проблемы присутствия

неразложившегося геля в ПЗП свидетельствует о недостаточной

эффективности применяемых брейкеров [53].

Недостатком первого пути решения проблемы является то, что создать

универсальные материалы, например, брейкер, подходящий одновременно и

для постоянно совершенствуемых жидкостей разрыва и для изменяющихся, с

введением в разработку новых месторождений, геолого-физических условий,

не проставляется возможным. Исследования по разработке оптимальных

брейкеров для жидкостей разрыва проводятся производителями в

лабораторных условиях с использованием в основе гелей дистиллированной

воды либо пластовой воды определенного базового месторождения, в

реальных условиях, с множеством не учитываемых при разработке факторов,

результаты отличаются от лабораторных. Уже на стадии тестирования

потенциальными потребителями – недропользователями разработанных

продуктов, например, энзимных брейкеров, моделируются реальные

пластовые условия конкретных месторождений. Полученные результаты

экспериментов свидетельствуют о неполноценном процессе деструкции геля

[18].

Индивидуальный подбор самих жидкостей разрыва к определенным

условиям залежи еще более сложная задача, не всегда экономически

эффективная и целесообразная с точки зрения массового применения ГРП

[40]. Так совместимость жидкостей с породой пласта и пластовыми

флюидами определяется посредством оценки фильтрационных

характеристик кернового материала из продуктивного пласта до и после

прокачки через образцы используемых жидкостей, а также путем

исследования осадко- и эмульсиеобразований при взаимодействии этих

43

жидкостей и пластовых флюидов [74, 78]. Для выполнения подобных

серьезных исследований требуется извлечь, подготовить керн и пластовые

флюиды, провести стандартный комплекс исследований [78]. На проведение

полного объема подготовительных работ, проведение исследований и анализ

результатов может потребоваться времени не менее одного года. Несмотря на

проведение большого объема лабораторных исследований, результаты

опытно-промысловых работ могут потребовать внесения корректив.

Обработка ПЗП растворами специальных составов (реагентов) после

проведения ГРП и проведения технологически необходимых операций

разгеливания и отработки для скважин с выявленной высокой степенью

загрязнения представляется наиболее простым и оперативным путем

решения проблемы устранения негативного влияния блокирующего слоя.

Воздействие на гель специально подобранными реагентами-деструкторами с

целью его разложения рассматривается авторами [11] в качестве

мероприятий по ликвидации проблемы образования стойких эмульсий,

возникающих при взаимодействии гелей с нефтью, как в процессе добычи,

так и при нарушении процесса подготовки нефти. При разработке растворов

специальных составов (реагентов) необходимо стремиться обеспечить

выполнение следующих требований: 1) деструкцию общих для

всевозможных полимерных составов межмолекулярных связей в

блокирующем слое; 2) отсутствие негативного растворяющего воздействия

на проппант, закрепляющий трещины [30]; 3) отсутствие негативных

последствий в процессе сбора и подготовки товарной продукции.

В связи с тем, что разрушение гелей на водной основе в наибольшей

степени достигается в кислой среде, на практике среди недропользователей

распространенными являются технологии воздействия на ПЗП с

применением кислотных обработок [42]. При этом негативным эффектом

кислотных обработок с использованием классических соляной и плавиковой

кислот (СКО и ГКО) является уменьшение в объеме зерен проппанта [30] с

44

возможным уменьшением объема трещины и наличие в объеме добываемой

скважинной жидкости продуктов реакции кислотной обработки [11].

При проведении кислотных обработок возникает много не

учитываемых факторов и явлений, резко ухудшающих эффективность

применения соляной кислоты [9, 55]. Так, соляная кислота, являясь

химически активным веществом, неизбежно будет вступать во

взаимодействие с нефтью, находящейся в ПЗП, образуя при этом продукты,

оказывающие влияние на устойчивость получаемых водонефтяных эмульсий.

Была исследована кинетика разрушения устойчивых водонефтяных

эмульсий, полученных в присутствии соляной кислоты, в результате

показано увеличение стойкости эмульсий. В ряде случаев образуются

высоковязкие системы пастообразной консистенции, представляющие собой

высокодисперсные эмульсии, способные привести к запечатыванию

фильтрационных каналов пласта и к существенному ухудшению процесса

подготовки нефти на УПН. При концентрации соляной кислоты более 5%

авторы исследования не достигли разрушения эмульсии, даже в присутствии

высокоэффективного деэмульгатора Дисолван 4411.

Наряду с классическими кислотными составами ведутся разработки

специальных составов. Известна разработка кислотного состава,

представляющего собой ингибированный раствор концентрированной

соляной кислоты со специальной композицией ПАВ и диспергирующих

добавок, позволяющего мгновенно разрушать гель и снижать вязкость до

значения вязкости воды [19]. Однако, время пребывания кислотного состава

в трещине ГРП необходимо ограничить 4 часами по причине растворяющего

воздействия на проппант и матрицу пласта, что тяжело обеспечить.

Здесь необходимо заметить, что полностью отказываться от

применения кислотных обработок на Красноленинском НГКМ не было

возможности, так как по одному из продуктивных пластов (ЮК1) кислотная

обработка зарекомендовала себя как высокоэффективный способ

45

восстановления продуктивности. Поэтому кислотные обработки

выполнялись как попытки очистки ПЗП от остатков неразложившегося геля,

так и в целях интенсификации притока по пласту ЮК1.

Продукты реакции таких обработок на участке Красноленинского

НГКМ визуально отмечались в пробах добываемой жидкости и были

представлены в виде темно-коричневого слоя (рисунок 2.4).

Рисунок 2.4 – Проба эмульсии после ГРП и СКО со входа УПН

К смеси компонентов из неразложившейся жидкости носителя

проппанта (геля), пластовых флюидов и механических примесей из одних

скважин добавлялись продукты реакции кислоты после СКО (ГКО), в том

числе совместно с продуктами разложения геля, из других скважин.

Осложняющее воздействие на процесс подготовки нефти присутствующие

компоненты могут оказывать как совместно, так и по отдельности.

В аппаратах подготовки нефти эти компоненты находятся во

взвешенном состоянии по объёму, а сама добываемая жидкость представляет

собой устойчивую эмульсию. Нефтяная эмульсия в смеси с такими

46

компонентами трудно разрушима при использовании обычных реагентов

деэмульгаторов [13, 55, 65]. Приборами учета фиксируется полутора-

двухпроцентный уровень обводненности «подготовленной» нефти на выходе

из технологической схемы.

Таким образом, первым и основным осложняющим фактором является

образование в ПЗП продуктов физико-химического взаимодействия

неразложившейся жидкости носителя проппанта-геля и пластовых флюидов,

которые совместно с механическими примесями являются стабилизаторами

(смесью компонентов) эмульсии [41]. Образование и поступление

устойчивой нефтяной эмульсии осложнило процесс подготовки нефти на

«ДНУ» ЛУ Красноленинского НГКМ практически до срыва сдачи нефти

через ПСП СИКН.

Вторым осложняющим подготовку нефти фактором при

интенсификации добычи методом ГРП является высокое газосодержание в

добываемой продукции. Содержание газа в добываемой скважинной

газожидкостной смеси, в условиях высокой депрессии на продуктивный

пласт, определенное инструментально, находилось в интервале от 50 до

400 м3 на 1 тонну нефти [41]. Среднее содержание газа на УПН после

мероприятий по ГРП возросло со 140 до 300 м3/т.

Попутный нефтяной газ, начиная выделяться в ПЗП, тем самым вносит

дополнительный вклад в образование устойчивой эмульсии [28]. При

выделении газа вырастает вязкость смеси нефти с водой, выпадают

асфальтены и парафины, различные нерастворимые соединения и т.д.

Согласно [52], для более высоких значений газосодержания требуется

установка соответствующего сепарационного оборудования на УПН для

обеспечения качественной подготовки нефти и во избежание «захлебывания»

сепарационного оборудования и уноса капельной жидкости на факельную

установку с последующим сгоранием (выбросом в атмосферу).

47

И наконец, третий, сопутствующий ГРП фактор, осложняющий

процесс подготовки нефти – это интенсивный вынос механических примесей

и, иногда, проппанта. Выносимые из ПЗП, механические примеси и

проппант, используемый для ГРП, в том числе продукты реакции соляной

кислоты с породой, откладываются на рабочих органах УЭЦН, изнашивают

нефтепромысловое оборудование и трубопроводы, накапливаются в

аппаратах на УПН, уменьшая их рабочий объем, приводят к

преждевременным отказам оборудования, участвуют в стабилизации

нефтяной эмульсии с последующим осложнением процесса подготовки

нефти.

Проблема выноса и отложений механических примесей давно известна.

Проблема решается различными путями [48]. Существует способ защиты от

механических примесей установкой всевозможных скважинных фильтров и

фильтров для УЭЦН. Применяется дозирование химических реагентов –

ингибиторов в затрубное пространство скважин, применение контейнеров с

реагентом в составе компоновки глубинно-насосного оборудования, а также

путем периодической закачки 1-2 м3 концентрированной соляной кислоты в

колонну НКТ для продавки через УЭЦН (пользуясь свойством тарельчатого

обратного клапана к засорению). Можно также ограничивать депрессию в

добывающих скважинах, пытаться минимизировать количество различных

операций с последующим выносом механических примесей и т.д. [41].

При этом необходимо учитывать тот факт, что применимые способы не

обеспечивают полной защиты от механических примесей, часть их и

получаемые продукты взаимодействия от проведенных ГТМ уносятся

потоком газожидкостной смеси, могут участвовать в стабилизации

образующейся эмульсии и осложнять процесс подготовки нефти. Поэтому, в

любом случае, к появлению механических примесей необходимо быть

подготовленным на конечном этапе процесса добычи нефти и сбора – на

УПН.

48

Достаточно четко перспективы развития нефтепромыслового дела

описаны [49], где говорится о том, что при эффективном использовании

новых методов воздействия на продуктивный пласт следует ожидать

серьезных осложнений в промысловой подготовке нефти, газа и воды. К

примеру, из практики, при микроскопическом анализе проб нефти,

добываемой в условиях применения, сшитого ПАА, после разделения нефти

и воды, было установлено [55], что нижние слои представляют собой

множественную эмульсию: в нефтяной фазе находятся крупные капли воды

(обратная эмульсия), в которых в свою очередь находятся более мелкие

капли нефти (прямая эмульсия) (рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 – Микрофотография нижнего слоя нефти, отделившейся

после деэмульсации

В последующем такая эмульсия, накапливаясь в системе подготовки,

еще более осложняет процесс. Интенсивные методы воздействия на пласт

способствуют появлению в добываемой скважинной жидкости значительного

количества тонкодисперсных частиц (механических примесей),

увеличивающих эмульгирующие свойства нефти, соответственно

потребуется создание новой технологии и техники для подготовки нефти и

воды. Основной задачей, стоящей перед нефтяной отраслью в

49

осложнившихся условиях, автор считал обеспечение необходимой и

достаточно эффективной технологией и техникой для максимального

извлечения нефти и газа из недр и качественной их подготовки.

Обобщая изложенное можно заключить, что после начала реализации

мероприятий по ГРП на фонде скважин участка Красноленинского НГКМ

было выявлено три осложняющих подготовку нефти фактора:

1) в ПЗП, а в некоторых случаях, и в удаленной зоне пласта,

образуются продукты физико-химического взаимодействия

неразложившейся жидкости носителя проппанта (геля) и пластовых

флюидов, которые совместно с механическими примесями являются

стабилизаторами (смесью компонентов) эмульсии. В результате образуется

устойчивая эмульсия, осложняющая процесс подготовки нефти на УПН;

2) увеличение содержания свободного газа в добываемой

продукции. Выделение газа в ПЗП способствует повышению устойчивости

эмульсии [28]. Само по себе увеличение количества свободного газа также

осложняет процесс подготовки нефти и требует установки соответствующего

сепарационного оборудования;

3) интенсивный вынос механических примесей и проппанта,

которые по системе нефтесбора поступают на УПН и также осложняют

технологический процесс. Для предупреждения осложнений процесса

подготовки необходимо обеспечить эффективное с точки зрения сбора и

очистки от механических примесей технологическое оборудование.

В связи с планируемым вводом новых скважин с применением метода

ГРП и увеличением объемов добычи нефти, было необходимо разработать

методы обеспечения качественной подготовки товарной нефти в условиях

образования устойчивой эмульсии и сопутствующих осложняющих

факторов.

50

2.4 Анализ промыслового опыта разрушения устойчивых эмульсий,

возникающих в результате проведения ГРП и кислотных обработок

Для объективной оценки ситуации и принятия эффективных мер по

нормализации технологических процессов был проведен анализ

промыслового опыта разрушения устойчивых эмульсий, возникающих в

результате проведения ГРП и других ГТМ, как на Красноленинском НГКМ,

разрабатываемом с применением ГРП, так и других месторождениях.

Микроскопическим исследованием эмульсий промежуточного слоя из

отстойных аппаратов УПСВ «Каменное» Красноленинского НГКМ [68] было

установлено, что эмульсия представляет собой гетерогенную смесь воды,

нефти и эмульгирующих веществ. Глобулы воды, диспергированные по

всему объему нефтяной эмульсии, имеют прочную блокирующую оболочку,

препятствующую слиянию глобул и расслоению эмульсии (рисунок 1.2б).

В практике промысловой подготовки нефти разрушение такой

структуры требует повышения температуры и расхода деэмульгатора.

Однако даже если в результате дополнительного воздействия удается

разрушить структуру на границе раздела фаз в отстойном аппарате,

используемом на промысле (отстойник, РВС и др.), то образуется рыхлый

промежуточный слой, что значительно снижает качество отделяемой воды

вследствие попадания в нее нефтепродуктов и механических примесей.

Так, в процессе подготовки нефти на УПСВ «Каменное»

Красноленинского НГКМ (рисунок 2.6) происходит образование вторичных

эмульсий, в результате этого в технологическом резервуаре (отстойный

аппарат) присутствует не поддающийся разрушению межфазный

эмульсионный слой толщиной до 3 метров [67, 68].

51

Рисунок 2.6 – Принципиальная схема подготовки на УПСВ с ДНС-1 «Каменное»: УПСГ – установка предварительного сброса газа; БРХ – блок реагентного хозяйства; С – сепаратор; П- печь; СВ – трехфазный

сепаратор; КСУ – концевая сепарационная установка; РВС-5000 – резервуар вертикальный стальной 5000 м3.

Свежая эмульсия, поступающая в резервуар, не в состоянии полностью

«пройти» через межфазный эмульсионный слой, что приводит к

дальнейшему увеличению его толщины. Далее в процессе подготовки для

деэмульсации таких разгазированных («застаревших») промысловых

нефтяных эмульсий необходимо будет реализовывать дополнительные

технологические приемы, например, большее повышение температуры. Так

на УПСВ «Каменное» к эмульсиям промежуточного слоя добавляли большие

концентрации деэмульгатора Геркулес 2022С. Введение деэмульгатора в

концентрации более 200 г/т позволило выделить из эмульсии часть нефти и

воды, но одновременно это приводило к дальнейшему уплотнению и

упрочнению оставшейся части промежуточного слоя. Разрушение эмульсии с

промежуточного слоя достигалось только путем центрифугирования или

нагрева до 60-80 °C. Но эти технологические операции требуют

дополнительных затрат на проектирование, строительство и эксплуатацию

специального оборудования (метод подготовки промышленных слоев). На

такие шаги нефтедобывающие компании идут редко. Обычно вместо этого

промежуточный слой дозируется частями на начало технологического

процесса, тем самым осложняя процесс подготовки нефти, либо прибегают к

утилизации на факельных установках, увеличивая тем самым потери.

На Заглядинской УПН НГДУ «Бугурусланнефть» неоднократно

отмечались нарушения технологического процесса подготовки нефти,

ухудшающие качество товарной нефти и вызывающие образование

значительного количества «ловушечной» эмульсии [8]. Для стабилизации

технологического процесса подготовки нефти были приняты следующие

меры: повышен расход деэмульгатора; обработаны отстойники, содержащие

дренажные эмульсии, и РВС ступени предварительного обезвоживания

реагентом МЛ-80, а также смесью нефраса и полимерной фракции в

соотношении 1:1, с последующим выводом из процесса подготовки

образовавшейся множественной эмульсии.

53

Однако эти меры не дали положительных результатов. Анализ

водонефтяных эмульсий, поступающих на Заглядинскую УПН, и

водонефтяных систем в различных точках технологического процесса

подготовки нефти с помощью лабораторных методов показал, что одной из

причин этого была не удовлетворительная обработка эмульсии. В результате,

в нефтяном и водяном отстойниках по всему их объему накапливалась

высокоустойчивая мелкодисперсная эмульсия. Агрегатная устойчивость

эмульсии даже на выходе из отстойника превышала 90%. Визуальные

наблюдения под микроскопом показали наличие в эмульсии незначительного

количества механических примесей и большого количества (до 80%) воды,

при этом диаметр капель эмульгированной воды не превышал 0,5 мкм. В

отстойниках ступени глубокого обезвоживания эмульсия не разрушалась

ранее применяемыми методами (нагревание, применение деэмульгатора).

Качественное состояние дренажных эмульсий, поступающих на вторичную

обработку и возвращаемых в РВС ступени предварительного обезвоживания,

было неудовлетворительным. Результаты измерения межфазного натяжения

исследуемых водонефтяных систем (исходных и разбавленных) на УПН

показали наличие в них избытка деэмульгатора. Исследования состояния

эмульсий в РВС предварительного обезвоживания свидетельствуют о том,

что в результате обработки эмульсии реагентом МЛ-80 образовалась очень

устойчивая множественная эмульсия. В результате РВС не стали выполнять

своего назначения: вышедшая из них эмульсия содержала до 40 % свободной

и до 22% эмульгированной воды, капли которой настолько прочно были

бронированы механическими примесями и реагентом, что не отделялись на

последующих ступенях глубокого обезвоживания.

Приведённые в ТатНИПИнефть исследования по влиянию ПАА на

устойчивость водонефтяных эмульсий показали, что присутствие ПАА не

приводит к ухудшению динамики отделения воды. Причем, при небольших

расходах деэмульгатора LML 4312 – до 120 г/т, ПАА облегчает отделение

54

воды на ступени холодного обезвоживания. Однако при этом глубина

термохимического обезвоживания ухудшается [55]. В нашем же случае

блокирующий слой представлен не обычным ПАА, а сшитым полимером –

гуаром, высоко разветвлённым полисахаридным полимером и

характеризующимся склонностью к агломерации.

Аналогичный нашему, есть пример по месторождениям

АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», где попадание геля ВМП-130,

применявшегося при ГРП, на центральные пункты сбора нефти вместе с

водонефтяной эмульсией приводило к сбоям в технологическом режиме

установок первичной подготовки нефти [71].

Предпринятые нами попытки воздействовать на блокирующий слой с

целью его разрушения путем проведения классической СКО (либо ГКО) ПЗП

на Красноленинском НГКМ привели к осложнению ситуации [42].

Образующаяся при этом эмульсия оказалась более устойчивой к расслоению

из-за присутствия продуктов реакции кислоты с породой и пластовыми

флюидами [11, 13, 62]. На границе раздела нефть-вода в добываемой

жидкости появился промежуточный темно-коричневый слой.

В НОЦ «Промысловая химия» РГУ нефти и газа (НИУ) имени

И.М. Губкина была проведена серия экспериментов по анализу поведения

нефти при взаимодействии с кислотными составами, как в чистом виде, так и

при наличии Fe3+ [14]. Для анализа были взяты образцы нефти из двух

месторождений: Урьевское и Возейское. Физико-химические характеристики

нефти представлены в таблице 2.5.

При анализе взаимодействия нефти с растворами соляной кислоты с

концентрацией 12 и 24% (ботл-тест при 20°С) было установлено, что даже

при незначительном перемешивании со всеми кислотными растворами

образовывались устойчивые эмульсии, которые не расслаивались. Далее их

проливали через сито в 100 меш. Эмульсии «возейской» нефти с растворами

12%-ной и 24%-ной соляной кислоты не фильтровались через сито.

55

Таблица 2.5 – Физико-химические характеристики нефти Урьевского и

Возейского месторождений

Место-рождение Пласты

Пластовая темпера-

тура

Плотность при 20 0С,

кг/м3

Вязкость при 200С, мм2/с

Содержание углеводородов, % масс.

парафино- нафтены смолы асфаль

тены

Урьевское терри-генные 96 847 6,43 47,36 3,26 2,55

Возейское карбо-натные 58 839 7,98 71,23 7,96 4,53

Очевидно, это связано с более высокой вязкостью и более высоким

содержанием парафинонафтеновых углеводородов, смол и асфальтенов.

Эмульсии «урьевской» нефти фильтровались с образованием на сите

осадков, внешний вид которых представлен на рисунке 2.7.

При повышении температуры эксперимента от 20 до 80 °С

образованные эмульсии на «урьевской» нефти расслаивались, и характер

осадка на сите тоже менялся. При добавлении в систему ионов Fe3+ в

количестве 5000 ppm, при всех температурных режимах эмульсия не

расслаивалась и не фильтровалась через сито, результаты представлены на

рисунке 2.8.

Хроматографический анализ нефти Урьевского месторождения и

осадков, полученных при смешении с 24%-ной соляной кислотой без

добавления и с добавлением железа Fe3+ (80 °С) (таблица 2.6), показал, что

осадок, выделившийся при контакте с соляной кислотой в присутствии

железа, содержит почти вдвое больше асфальтенов и в полтора раза меньше

парафиновых углеводородов, чем осадки, образующиеся в тех же условиях в

отсутствие железа. Можно предположить, что железо активно участвует в

процессах модификации и ассоциации конгломератов АСПО.

56

а б в

Рисунок 2.7 – Осадок, образованный при 20 °С при проливе эмульсии через

сито в 100 меш: а) эмульсия, полученная при смешении «урьевской» нефти с

водой (50:50); б) осадок, полученный на сите при проливе эмульсии

«урьевской» нефти с 12%-ным раствором соляной кислоты (50:50); в) осадок,

полученный на сите при проливе эмульсии «урьевской» нефти с 24%-ным

раствором соляной кислоты (50:50)

Рисунок 2.8 – Эмульсии – а) и осадки – б), образованные из «урьевской»

нефти и 24%-ного раствора соляной кислоты при смешении 50:50 при

различных температурах (без добавок железа – 1, 2, 3, и с добавлением

железа – 4)

57

Таблица 2.6 Структурно-групповой состав нефти и осадков на сите

Наименование компонента

Содержание, % масс. в образце нефть Урьевского

месторождения осадок без

добавления Fe3+ осадок с

добавлением Fe3+

углеводороды: парафино-

нафтеновые ароматические:

моноциклические полициклические

бициклические смолы асфальтены

47,4

20,4 12,5 13,9 3,3 2,5

26,0

11,6 4,7 21,9 6,9 28,9

10,5

4,8 4,5 19,2 9,9 51,1

Устойчивость такой эмульсии увеличивается за счет стабилизации

эмульсии тонкими частицами породы, смоченными частично водой,

частично нефтью, особенно когда диаметр этих частиц менее 2 мкм и они

расположены на поверхности раздела фаз [25].

Исследованиями ПО «Удмуртнефть» [8] было установлено, что

наиболее стойкая эмульсия образуется при совпадении периодов СКО

скважин с закачками ПАА в нагнетательные скважины. Вязкость эмульсии в

такие периоды времени была на порядок выше, чем в обычных условиях.

Практический эксперимент по вводу в эксплуатацию и выводу из нее

скважин, в продукции которых имеется полимер, показал прямую связь

между закачкой ПАА в систему сбора нефти, поступлением на нефтесборный

пункт устойчивых структурированных эмульсий и, как следствие, срывом

технологического процесса подготовки девонской нефти на нефтесборном

пункте.

На ЦППН «Барсуковское» ООО «РН-Пурнефтегаз» были проведены

исследования [57] по разрушению аномально-стойких гелесодержащих

эмульсий. На ЦППН периодически поступали аномально-стойкие и

высоковязкие эмульсии, содержащие гелеобразные продукты, которые не

поддаются полному термохимическому разрушению и приводят к

накоплению трудноразрушаемых промежуточных слоев в отстойных

58

аппаратах. Гелевые системы различной природы поступали в систему

подготовки нефти и газа в результате их применения при следующих

операциях: глушение; интенсификация работы добывающих и

нагнетательных скважин (в том числе ГРП); ограничение водопритока и

выравнивание профиля приёмистости. Сложность разрушения указанных

эмульсий, поступающих на данный объект, была также связана с большим

содержанием в добываемой продукции механических примесей. При

исследовании были рассмотрены доступные в промысловых условиях

способы. К их числу относятся: обработка ловушечной нефти различными

реагентами, промывка горячей водой (в том числе с добавлением ПАВ-

реагентов и без них), растворами кислот и щелочей, растворителями,

адсорбционная очистка, центрифугирование и применение комплексных

технологий. Для подтверждения присутствия в эмульсии и воде геля был

проведен ряд исследований, включающих качественные и количественные

анализы по определению типа полимера и продуктов деструкции геля, сняты

ИК-спектры, проведены реологические тесты. Исходная ловушечная

эмульсия была подвергнута деэмульсации в условиях термохимического

воздействия с учетом как реальных температурных режимов исследуемых

объектов подготовки, так и при более высоких температурах, а также

повышенных дозировках деэмульгаторов. Эффективность разрушения геля

ГРП удавалось увеличить дополнительным воздействием кислотами. Однако

процесс в таком случае должен проводиться в отдельных емкостях с

контролем значения рН, так как остаточные кислоты могут спровоцировать

осложнение процесса подготовки нефти на объекте, потому что кислая среда

сама по себе способствует упрочению эмульсий. После отбора отделившейся

нефти попадание остаточных гелевых продуктов деструкции (сгустков,

коллоидных агломератов и т. д.), имеющихся в составе подтоварной воды, в

голову процесса подготовки нефти, как предусматривалось технологией,

оказалось не допустимым. Была определена допустимая пороговая

59

концентрация содержания ловушечной эмульсии в нефти, не влияющая на

процессы подготовки нефти и воды в условиях существующей

технологической схемы подготовки.

На основании проведенных исследований авторами были сделаны

следующие выводы: 1) полностью обезводить накопившиеся промежуточные

эмульсионные слои («ловушечная эмульсия»), содержащие гель ГРП и

дополнительно стабилизированные большим количеством механических

примесей, разрушить не удалось ни при высоких расходах деэмульгаторов,

ни в условиях повышенных температур; 2) основную массу поступающей на

объект нефти возможно обезводить при содержании в потоке не более 3%

гелесодержащей устойчивой эмульсии, однако при этом полисахаридный

гель ГРП накапливается на границе раздела фаз, формируя тем самым

образование трудноразрушаемых промежуточных слоев, которые

впоследствии необходимо выводить из отстойников; 3) в условиях объектов

подготовки нефти на УПСВ-4 Барсуковского, УПСВ-6 Комсомольского

месторождений и ЦПС «Барсуковское» полностью разрушить гель ГРП не

удается из-за повторной сшивки фрагментов разрушенного геля и

полисахаридного полимера борат-ионами, содержащимися в попутно-

добываемой воде; 4) для эффективного разрушения геля ГРП в условиях

существующей технологической схемы необходимы более высокая

температура (не менее 90 °C) и увеличение времени деструкции геля ГРП в

отстойных аппаратах.

В результате исследований по разрушению аномально-стойких

гелесодержащих эмульсий на ЦППН «Барсуковское» ООО «РН-

Пурнефтегаз» авторами были даны следующие рекомендации [57]: 1) не

допускать утилизации и попадания полисахаридных полимер- и

гелесодержащих продуктов освоения скважин после операций ГРП или

глушения с применением полисахаридных жидкостей глушения в

нефтесборный коллектор; 2) для утилизации ловушечных эмульсий,

60

содержащих гели ГРП, предусмотреть возможность их применения в

технологиях выравнивания профиля приемистости, а также утилизацию на

специальных полигонах. Как видим, выданные рекомендации не

предусматривают принципиальной реконструкции технологической схемы

подготовки нефти, при этом предлагается существенно увеличить текущие

операционные расходы в целом в процессе добычи и подготовки нефти.

С учетом выявленных осложнений при подготовке нефти на «ДНУ» ЛУ

Красноленинского НГКМ, на основании проведенного анализа можно

сделать следующие выводы:

1) жидкую фазу поступающей на «ДНУ» скважинной

газожидкостной смеси можно охарактеризовать как устойчивую

водонефтяную эмульсию, осложненную присутствием искусственно

привнесенных стабилизаторов;

2) режим работы «ДНУ» с точки зрения характеристики

поступающей на подготовку скважинной газожидкостной смеси можно

охарактеризовать как нестабильный и требующий определенного запаса по

производительности технологического оборудования;

3) при массовом применении ГРП на месторождениях происходит

образование устойчивой эмульсии, осложняющей подготовку нефти;

4) технологические схемы подготовки нефти, основанные на

применении метода статического отстоя, не достаточно эффективны в

рассматриваемых условиях.

2.5 Жидкость – носитель проппанта

Операция ГРП состоит из следующих последовательных этапов [25]:

закачка в пласт жидкости разрыва для образования в нем трещин; закачка

жидкости-песконосителя; закачка жидкости для продавливания песка

(проппанта) в скважину. Как правило, жидкости разрыва и жидкости-

песконосители имеют одну природу.

61

К жидкостям разрыва (жидкостям-песконосителям) предъявляются

следующие основные требования [53, 63]:

− совместимость с породами и флюидами продуктивного пласта;

− быстрая деструкция и легкость удаления из пласта после окончания

обработки;

− низкая фильтруемость через поверхности образуемых трещин;

− жидкость-песконоситель должна обладать несущей и удерживающей

способностью по отношению к проппанту, в том числе для

равномерного распределения проппанта по длине и высоте трещины;

− термостабильность, соответствующая пластовым условиям;

− невысокие потери давления на трение при закачивании;

− простота технологии получения и относительно невысокая стоимость.

В настоящее время при ГРП используются различные виды жидкостей-

песконосителей, что связано с разнообразием условий в скважине

(температура, давление, глубина, проницаемость, пористость и тип

коллектора). Учитываются планируемая производительность скважины и

проводимость трещины, стоимость жидкости, затраты на ее приготовление и

проведение обработки, особенности освоения скважины после ГРП,

технологические возможности (прочность обсадной колонны и НКТ,

производительность и мощность насосного оборудования) [53].

По основному признаку все виды жидкостей можно подразделить на

следующие подгруппы: 1) жидкости на водной основе (вода, рассол, водно-

спиртовые растворы, водные растворы кислот, загущенные жидкости на

водной основе и сшитые водные системы); 2) жидкости на углеводородной

основе (нефть и нефтепродукты, загущенные углеводородные системы,

сшитые углеводородные системы, эмульсии); 3) пенные системы.

Жидкости на водной основе наиболее широко применяются при ГРП

благодаря их низкой стоимости, высокой производительности и легкости

обращения. Наиболее распространены растворы полимеров со средней и

62

высокой вязкостью. Использование высоковязких жидкостей позволяет

повысить их пескоудерживаюшую способность, концентрацию и размер

расклинивающих частиц, увеличить размеры трещины (ширину, высоту,

протяженность), создать трещину большой проводимости. Наиболее

эффективные из них – жидкости-песконосители на основе сшитых гелей.

Свойствами сшитых гелей можно управлять на всех этапах ГРП.

Применением различных сшивающих агентов и изменением рН раствора

добиваются повышения вязкости геля только при достижении им трещины.

Фильтрация сшитых гелей в пласт невысока.

В качестве загущающих и сшивающих агентов применяются

натуральные полимеры, производные целлюлозы и синтетические полимеры.

К натуральным полимерам относятся галактомановые и глюкомановые

смолы: гуар, смола акации карайя, трагакант и др. Гуаровая смола – один из

первых натуральных полимеров, применяемых для загущения водных

систем. Гуар или гуаровая камедь – это полимер (полисахарид) с длинной

цепью, состоящий из манозы и галактозы, имеющий очень высокое сродство

с водой. При добавлении порошка в воду гуаровые частицы набухают и

гидратируют, то есть молекулы полимера связываются с молекулами воды,

разворачиваются и переходят в раствор. Гуаровый раствор на молекулярном

уровне может быть представлен длинными раздутыми прядями,

взвешенными в воде, которые перехлестываются и тормозят движение,

вызывая увеличение вязкости раствора.

Однако имеются проблемы, которые ограничивают его применение:

при растворении гуара, по причине склонности к агломерации; негативное

влияние продуктов деструкции гуара на проводимость пласта [45].

Поэтому природные смолы иногда заменяют их производными

(гидроксипропилгуар, ГПГ), метилэтилгидроксипропилгуар, натриевая соль

гидроксиметилгуара, гуар, модифицированный диамилкиламидовым эфиром

и др.). Модифицированные гуаровые смолы при растворении дают большую

63

вязкость и меньше осадка после деструкции (1-2%). В то же время, при всех

плюсах систем с геллирующим агентом на основе ГПГ следует отметить, что

он крайне зависит от качества базовой жидкости (воды). Так, низкое качество

базовой жидкости может приводить к нестабильности систем, тем самым

снижая проводимость трещины ГРП и пласта. Поэтому для применения

систем с геллантом на основе ГПГ следует больше внимание уделять

подготовке базовой жидкости (воды) [58].

Для образования сшитых гелей с гуаром и ГПГ применяются

соединения бора – тетрабората натрия (а также соединения циркония,

алюминия, хрома, меди и марганца). При рН > 8 борат в течение нескольких

секунд образует исключительно вязкий гель. Для стабильности сшитого геля

оптимальным является рН = 9-10. Хотя гель очень вязкий, он разжижается

при сдвиге и высокой температуре, но возвращается в исходное состояние

при снятии действия сдвига или температуры. Сшивка боратом обратима,

поперечные связи образуются, а затем разрушаются для того, чтобы снова

образоваться. Также в состав геля могут вводиться регуляторы времени

сшивания, термостабилизаторы, регуляторы рН, брейкеры, ингибиторы глин,

бактерициды и др. При взаимодействии линейных систем со сшивателями

образуются комплексные связи между цепочками полимеров, как показано

на рисунке 2.9 [30].

Рисунок 2.9 – Сшивка полисахарида с образованием

комплексных связей между цепочками полимеров и бором

64

Обычно состав жидкости ГРП подбирается так, чтобы сшивка

произошла непосредственно перед достижением ею пласта. При более

ранней сшивке под действием сдвига вязкость геля резко снижается

(разрушение сшитого геля при сдвиге приводит к потере

пескоудерживающей способности в трещине). Если сшивка происходит

позже (в трещине), то расклинивающий материал может выпасть на забое и

закупорить его.

Для разрушения геля по завершению операции ГРП в состав сшитого

геля вводится временной деструктор (брейкер), который должен обеспечить

быструю очистку расклиненной трещины при освоении скважины,

значительно снижая вязкость жидкости. В качестве брейкеров применяются

кислоты, окислители и энзимы.

Неорганические и органические кислоты (серная, соляная, уксусная,

пароголуолсульфокислота) или эфиры (триэтилфосфат, метилформиат,

этилпрониаонат, бутиллактат и др.) превращающиеся в кислоту в пластовых

условиях и применяются для снижения вязкости гелей, полученных на

основе полисахаридов или производных целлюлозы. Но если кислота

контактирует с карбонатными породами (поровым цементом) в пласте, то она

прореагирует с пластом раньше, чем с жидкостью.

В качестве окислительных брейкеров применяются, например,

персульфат аммония, бихромат калия, перманганат калия, тетрауксусная

кислота, перекиси в сочетании с инициаторами их разложения (галоидами,

сульфатами и нитратами меди, железа, кобальта). Системы на основе

окислителей функционируют в пределах рН от 3 до 14. Окислительные

системы работают, разрушая молекулярные структуры полимеров.

Для гелированных жидкостей разрыва, применяемых в скважинах с

температурой ниже 60 °С, используются энзимные брейкеры: альфа-амилаза,

амилоглюкозид, олигоглюкозид, инвертаза, малтаза, целлюлоза и

гемицеллюлоза и деполимеризованный микробиологический маннан.

65

Недостатком использования энзимов является узкий диапазон рН, в котором

они работают как деструкторы (рН 3-8), с оптимумом при рН = 5.

Окислители и энзимы пригодны для деструкции всех применяемых в ГРП

полимеров.

Реакционная способность брейкеров может быть замедлена путем

капсулирования, что призвано повысить концентрации брейкера внутри

пачки проппанта для полимерного геля. При этом теряется равномерность

распределения брейкера по объему геля.

Схемы деструкции сшитых полимерных жидкостей на водной основе

представлены на рисунке 2.10.

Рисунок – 2.10 Сшивка полисахарида с образованием комплексных

связей между цепочками полимеров и бором

66

Разрушение сшитого полисахаридного геля происходит в результате

разрыва глюкозидных связей, разрыва пиранового кольца, как по

кислородному мостику, так и между первым и вторым углеродными

атомами. Как видно из рисунка 2.10 при использовании большинства

брейкеров происходит разрыв связей внутри полимерных цепей, а разрыва

связей с бором не происходит. Поскольку сшивка в присутствии борного

сшивателя происходит в щелочной среде (рН 8-12), предполагается, что

разрушение полученных гелевых структур и разрыв связей между полимером

и бором будут происходить в кислой среде [30].

Идеальный брейкер должен вводиться в состав жидкости-

песконосителя на поверхности и не оказывать на нее воздействия до

снижения давления закачивания, а затем быстро реагировать с гелем,

разрушая его без образования осадка.

Брейкеры, применяемые в настоящее время, не настолько эффективны

[53]. Энзимные брейкеры, как гемиоцеллюлоза, сразу начинают разрушать

полимер (полисахарид) при температуре не выше 77 °С в интервале рН = 3-7.

Содержание осадка после деструкции зависит от типа полимера. Гуар

образует до 10%, ГПГ – 0,2% осадка, ГЭЦ и ПАА осадка не образуют [53].

Образуемый осадок распределен в пространстве искусственно созданной

трещины и снижает ее проницаемость.

В продолжение работ по поиску эффективных брейкеров

исследователи [47] считают, что для биополимерных жидкостей с

регулируемыми сроками сохранения технологических свойств ГРП брейкеры

будут работать более эффективно при совместном применении с соляной

кислотой.

Причинами снижения проницаемости трещины ГРП являются

закупорка песчаного слоя и пространства трещины (между зернами

проппанта) продуктами деструкции полимера, и агентами, снижающими

инфильтрацию, вынос мелких частиц из пласта [75]. Кроме того,

67

проводимость расклиненной трещины может снижаться при вдавливании

расклинивающего агента в стенки пласта и его разрушении под воздействием

горного давления.

Например, в геолого-промысловых условиях Шаимской группы

месторождений правильный подбор рецептуры и концентрации химических

реагентов при ГРП является одной из первоочередных задач. Недостаточно

эффективная работа брейкера приводит к образованию значительного объема

нераспавшегося геля, называемого автором «илом». Данный процесс снижает

проницаемость трещины ГРП, причем тем сильнее, чем меньше

проницаемость продуктивного пласта [10].

Имеет место и изменение состава пластовых вод при массовом

применении ГРП. Проведённый [69] анализ состава реагентов – брейкеров

показал, что при взаимодействии с водой они разлагаются, и в результате

происходит многократное увеличение содержания в пластовой воде сульфат-

ионов с последующим выпадением осадка – сульфата бария (барита) и

сульфата кальция (ангидрита). Выпавшие в осадок нерастворимые отложения

засоряют ПЗП, откладываются на рабочих органах УЭЦН, стабилизируют и

повышают устойчивость высоковязкой эмульсии [11, 25].

На основании выполненного анализа осложнений, возникающих при

подготовке нефти в результате широкого применения ГРП, сформулирован

первый пункт научной новизны: выявлено, что неразложившаяся жидкость-

носитель проппанта на основе гуаровой смолы взаимодействует с

пластовыми флюидами и механическими примесями, в результате образуется

устойчивая водонефтяная эмульсия, которая существенно осложняет

подготовку нефти при превышении скважинами, запущенными в

эксплуатацию после ГРП, четверти от общего объема добываемой жидкости.

68

3. ПОДБОР РЕАГЕНТА-ДЕСТРУКТОРА УСТОЙЧИВЫХ ЭМУЛЬСИЙ,

ОБРАЗУЮЩИХСЯ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП И КИСЛОТНЫХ

ОБРАБОТОК

3.1. Подбор реагента-деструктора

С целью очистки ПЗП, загрязненной остатками неразложившегося

геля, и снижения интенсивности образования устойчивой эмульсии после

ГРП, разрушения выносимых остатков геля в процессе транспортирования и

подготовки нефти, автором был подобран и испытывался реагент ХПП-

007(ДП)1 [39]. В основе решения об испытаниях реагента ХПП-007(ДП)1

(специального реагента-деструктора) лежало представление о том, что

применение сбалансированного состава, содержащего комплекс различных

активных компонентов, выполняющих самостоятельно функции растворения

и удаления природных стабилизаторов, растворения полимеров, разрушения

водонефтяных эмульсий, за счет, в том числе, синергетического действия

позволит получить наибольший эффект. Такое же представление об

эффективном реагенте изложено авторами [38, 53, 63].

На первой стадии был выполнен комплекс лабораторных исследований

по подбору реагента-деструктора. Обоснование и суть методики

исследований заключается в следующем. Наиболее простым и доступным,

согласно обоснованию, изложенному авторами [39], является изучение

эффективности действия реагентов, вводимых в систему «скважина –

подготовка нефти» в смеси с добываемой пластовой жидкостью и всеми

компонентами, поступающими из пласта и скважины. Процесс подготовки

нефти был принят как главный процесс во всей цепочке технологических

процессов добычи и подготовки нефти по экономическим соображениям.

Исследование эффективности разрушения геля и устойчивой эмульсии,

влияния и взаимовлияния химических реагентов (деструкторов и

деэмульгаторов) осуществлялось в сравнении по объемам выделившейся

69

водной фазы и остаточной воды в пробах при моделировании подготовки

нефти [39]. Результаты подготовки нефти с применением одного

применяемого деэмульгатора были приняты как базовые.

Оценивались степень и время разрушения: а) геля ГРП до закачки в

скважину; б) загрязненной жидкости, визуально представленной в виде геля

и устойчивой эмульсии в составе проб добываемой скважинной жидкости,

отобранных непосредственно на скважинах после проведения ГРП, после

проведения кислотных обработок по воздействию на блокирующий слой, и

отобранной непосредственно на входе в УПН; в) проппанта. Исследовалось

качество подготовки товарной продукции из скважинной жидкости в

лабораторных условиях. По результату проведенных лабораторных

исследований выявлено разрушение геля и устойчивой эмульсии в пробах

жидкости, отсутствие влияния реагента-деструктора на проппант, улучшение

качества подготовки товарной продукции.

Информация о проведении лабораторных исследований представлена в

приложении 1.

Следующим шагом было проведение промысловых испытаний

реагента-деструктора на добывающих скважинах. Обработки были

выполнены как с извлечением глубинно-насосного оборудования в процессе

ремонта скважин, так и без извлечения в процессе эксплуатации; как в

скважинах непосредственно после ГРП, так и в скважинах, после проведения

кислотных обработок по воздействию на блокирующий слой. Признаками

действия реагента явились: интенсивный вынос продуктов распада геля

(подтверждено пробами) и, в ряде случаев, увеличение дебита. Причём вынос

продуктов распада геля был выявлен даже в скважине, введенной после ГРП

несколькими месяцами ранее, и продукцией скважины была нефть с низким

содержанием воды.

70

3.2 Исследование проб жидкости, отобранных из скважин после

проведения ГРП

Работы были начаты с исследований проб жидкости и применяемой

технологии подготовки нефти. Работы проводились на базе химико-

аналитической лаборатории «Когалымского завода химреагентов» (КЗХ).

Цели исследования: 1) изучение влияния жидкости ГРП на подготовку

товарной нефти; 2) подбор реагента-деструктора, способного разрушить

гелеобразную структуру (далее по тексту гель) и устойчивую нефтяную

эмульсию, упрочненную стабилизаторами, и обеспечивающего подготовку

качественной товарной нефти.

Исследования проб жидкости проводились по методике лабораторных

испытаний и подбора химических реагентов для нужд нефтепромысловых

объектов (ингибиторы АСПО, коррозии, деэмульгаторы – метод

«бутылочной пробы» (ботл-тест) [2].

Условия исследований были смоделированы с учетом реальных

технологических режимов работы объектов (трубопроводов, системы

подготовки).

Испытываемые пробы помещались специальные градуированные 100-

мл отстойники с коническим дном, в каждый из которых шприцем

(дозатором) дозировалось расчётное количество необходимого химического

реагента в соответствии с заданным расходом. По необходимости

осуществлялось встряхивание (перемешивание) в течение 10 минут. Для

перемешивания использовались лабораторные центрифуги. Дозирование

необходимых реагентов осуществлялось при температурах,

соответствующих реальным условиям моделируемого процесса. Для

создания необходимых температур использовались лабораторные

термостаты. Через заранее определённые промежутки времени

регистрировали количество выделившейся воды.

71

Было проведено изучение влияния жидкости ГРП – геля, носителя

проппанта, на подготовку нефти до товарного качества. Дата отбора пробы:

30.07.2008 г. Место отбора пробы: Красноленинское НГКМ, скважина №22Х,

куст №Х2. Тип пробы: сырая нефть, отобранная на устье скважины после

проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Для проведения исследований были использованы:

− добываемая жидкость со скважины №22Х, куст №Х2;

− реагенты деэмульгаторы типа Флэк Д-17 и ХПД, производства КЗХ;

− жидкость, применяемая при ГРП, приготовленная из специальных

компонентов;

− деструктор (или брейкер, используемый в технологии ГРП для

разрушения геля – разгеливания).

Была приготовлена жидкость для ГРП. Все компоненты смеси

смешивались в определенной последовательности. В состав образующейся в

результате смешения гелеобразной массы входят: геллант (гелирующее

вещество), деэмульгатор, стабилизатор глин, сшиватель (неорганическая

соль). В данном случае в смесь также был добавлен деструктор (брейкер).

Здесь стоит отметить, что согласно технологическому процессу деструктор

(брейкер) добавляют отдельно, после закачки в пласт гелевой смеси и по

истечению определенного времени после ГРП.

Далее моделировали процесс подготовки нефти [2]. Для этого жидкость

со скважины тщательно перемешали и разлили в бутылочки по 100 мл,

нагрели бутылочки с нефтью на водяной бане до температуры 35 °С, при

которой нефть поступает на УПН.

После того, как нефть нагрелась до необходимой температуры,

добавили в одни бутылочки жидкость, применяемую для ГРП; в другие –

деструктор (брейкер), применяемый при разгеливании скважин. Количество

геля для ГРП и деструктора (брейкера) в пробах составляет 0,1; 0,5 и 1%.

Пробы хорошо перемешали, и дозировали в них деэмульгаторы – Флэк Д-17

72

или ХПД, из расчета 40 г на 1 т нефти (рабочая дозировка Флэк Д-17 на

УПН). Для сравнения в одну бутылочку с нефтью не добавили выше

перечисленные жидкости и деэмульгаторы – холостая проба. Бутылочки

тщательно перемешали, поместили в водяную баню и засекли время

подготовки нефти (12 час).

Первое измерение количества отделившейся воды провели через пять

минут после дозирования деэмульгаторов, следующее – через 12 часов

(результаты измерений отражены в таблице 3.1 в графе «Количество

выделившейся воды в мл за время»).

Таблица 3.1 – Холостая проба

Проба

Количество выделившейся воды в мл за

время

Количество своб. / связ. воды (геля) на уровнях, %

нижний средний верхний

5 мин 12 ч своб. связ. своб. связ. своб. связ. холостая

проба 5,5 6,5 -/1,6 -/1,5 -/1 -/1 -/1,5 -/1,5

После окончания процесса деэмульсации, из бутылочек, с разных

уровней (верхнего, среднего и нижнего), отбирали нефть в центрифужные

пробирки (10 мл). При этом предполагается, что нефть с верхнего уровня

должна соответствовать качеству товарной нефти. Центрифугировали.

После центрифугирования во всех пробирках определили процентное

содержание свободной воды / геля. Под свободной водой подразумевается то

количество воды, которое данный деэмульгатор отделяет в процессе

подготовки нефти при данных условиях (результаты измерений отражены в

таблице 3.1 в графе «своб.»).

Далее эти же пробирки с нефтью нагревали до 80-90 °С, добавляли в

них ударную дозу деэмульгатора и снова центрифугировали. Таким образом,

было определено общее количество остаточной связанной гелем воды / геля,

73

содержащихся в пробах на данном уровне (результаты измерений отражены в

таблице 3.1 в графе «связ.»).

Анализ данных, представленных в таблице 3.1, показывает, что нефть,

поступающая на УПН, относится к легкой, малопарафинистой. Из 12%

общей обводненности за 12 часов выделилось 6,5% воды. Количество геля в

холостой пробе во всем объёме жидкости (низ, середина, верх) практически

одинаковое. Свободной воды, как таковой нет.

Были проведены исследования с пробой жидкости, отобранной со

скважины №22Х, куст №Х2 после ГРП. Дата проведения испытания: 5 и 6

августа 2008 г. Удельный вес жидкости – 0,86 г/см3; ее обводненность – 12%;

температура, при который проводились исследования пробы – 35 °С; время

деэмульсации – 12 часов; дозировка деэмульгаторов (Флэк, ХПД) – 40 г/т.

Результаты приведены в таблицах 3.2-3.8.

Таблица 3.2 – Нефть + деэмульгаторы

Реагент

Количество выделившейся воды в мл за

время

Количество своб. / связ. воды (геля) на уровнях, %

нижний средний верхний 5 мин 12 ч своб. связ. своб. связ. своб. связ.

Флэк, 40 г/т 6,5 7,0 сл/0,5 сл/0,2 -/1,5 -/1,5 -/0,5 -/0,5 ХПД, 40 г/т 6,0 6,0 -/1,6 -/1,2 -/1,6 -/1,6 -/0,5 -/1,0

Вывод по таблице 3.2: гель присутствует во всём объёме жидкости,

остаточная вода находится в связанном состоянии. Свободной воды нет. Так

как количество геля в холостой пробе составляет 1,0-1,6%, то можно

предположить, что деэмульгаторы разбивают часть гелевой массы.

Анализ данных, представленных в таблице 3.3, показывает, что добавка

жидкости для ГРП в количестве 0,1% практически не изменила ситуацию.

Количество геля в пробе с деэмульгаторами составляет 0,9%. Количество

геля в пробе без деэмульгаторов (0,5%) указывает на то, что остальное его

количество распределено во всем объеме жидкости.

74

Таблица 3.3 – Нефть + жидкость для ГРП (0,1%) + деэмульгаторы

Реагент

Количество выделившейся воды в мл за

время

Количество своб. / связ. воды (геля) на уровнях, %

нижний средний верхний

5 мин 12 ч своб. связ. своб. связ. своб. связ.

ГРП (0,1%) 5,5 6,5 -/1,0 -/1,0 -/1,0 -/1,0 -/сл -/0,5

ГРП (0,1%) + Флэк 9,5 10,5 -/1,0 -/0,8 -/2,0 -/1,6 -/0,6 -/0,9

ГРП (0,1%) + ХПД 9,0 9,0 -/0,5 -/0,5 -/1,6 -/1,5 -/0,9 -/0,9

Таблица 3.4 – Нефть + жидкость для ГРП (0,5%) + деэмульгаторы

Реагент

Количество выделившейся воды в мл за

время

Количество своб. / связ. воды (геля) на уровнях, %

нижний средний верхний

5 мин 12 ч своб. связ. своб. связ. своб. связ.

ГРП (0,5%) 15,0 16,0 -/0,3 -/0,3 -/1,6 -/1,5 -/1,0 -/1,2

ГРП (0,5%) + Флэк 9,5 11,0 -/0,5 -/сл -/1,0 -/0,5 -/сл -/1,0

ГРП (0,5%) + ХПД 9,5 10,0 -/1,0 -/1,0 -/сл -/0,2 -/1,7 -/1,7

Вывод по таблице 3.4: в данном опыте количество геля при

определении остаточного содержания увеличилось. Гель присутствует во

всем объёме исследуемой жидкости.

Анализ данных, представленных в таблице 3.5, свидетельствует о том,

что добавка жидкости для ГРП в количестве 1,0% так же не показала никаких

видимых изменений. Присутствие геля наблюдается во всем объеме

жидкости. Свободной воды нет.

75

Таблица 3.5 – Нефть + жидкость для ГРП (1,0%) + деэмульгаторы

Реагент

Количество выделившейся воды в мл за

время

Количество своб. / связ. воды (геля) на уровнях, %

нижний средний верхний

5 мин 12 ч своб. связ. своб. связ. своб. связ.

ГРП (1%) 7,0 7,0 -/1,0 -/0,5 -/1,0 -/0,8 -/сл -/0,8

ГРП (1%) + Флэк 6,0 7,0 -/1,0 -/0,8 -/1,0 -/0,8 сл/сл -/0,4

ГРП (1%) + ХПД 6,5 6,5 -/0,8 -/0,8 -/1,0 -/1,0 -/0,6 -/0,8

Таблица 3.6 – Нефть + деструктор (0,1%) + деэмульгаторы

Реагент

Количество выделившейся воды в мл за

время

Количество своб. / связ. воды (геля) на уровнях, %

нижний средний верхний

5 мин 12 ч своб. связ. своб. связ. своб. связ.

дестр. (0,1%) 6,0 6,5 -/1,0 -/0,5 -/1,0 -/0,5 -/0,3 -/0,5 дестр. (0,1%) +

Флэк 10,0 11,0 -/1,5 -/1,0 -/1,8 -/1,0 -/0,5 -/0,9

дестр. (0,1%) + ХПД 6,5 7,0 -/0,5 -/0,2 -/0,5 -/сл -/0,3 -/0,9

Вывод по таблице 3.6: по результатам опыта, очевидно, что добавка

деструктора (брейкера, 0,1%) в нефть не дает никаких результатов. Гель

присутствует во всем объеме жидкости. Деэмульгаторы, в данном случае,

также не решают проблемы подготовки качественной товарной нефти.

Анализ данных, представленных в таблице 3.7, показывает, что при

содержании деструктора (брейкера) в количестве 0,5%, количество геля в

пробах уменьшилось. Свободной воды нет.

76

Таблица 3.7 – Нефть + деструктор (0,5%) + деэмульгаторы

Реагент

Количество выделившейся воды в мл за

время

Количество своб. / связ. воды (геля) на уровнях, %

нижний средний верхний

5 мин 12 ч своб. связ. своб. связ. своб. связ.

дестр. (0,5%) 6,0 6,5 -/0,5 -/сл -/1,0 -/0,5 -/0,8 -/0,8

дестр. (0,5%) + Флэк 5,0 6,0 -/0,8 -/0,3 -/1,0 -/1,6 -/сл -/0,7

дестр. (0,5%) + ХПД 6,0 6,5 -/0,5 -/0,2 -/0,2 -/сл -/сл -/0,4

Таблица 3.8 – Нефть + деструктор (1%) + деэмульгаторы

Реагент

Количество выделившейся воды в мл за

время

Количество своб. / связ. воды (геля) на уровнях, %

нижний средний верхний

5 мин 12 ч своб. связ. своб. связ. своб. связ.

дестр. (1%) 6,0 6,5 -/1,8 -/1,0 -/1,5 -/1,0 -/0,8 -/0,8

дестр. (1%) + Флэк 6,0 6,5 -/0,5 -/0,3 -/0,5 -/0,5 -/сл -/0,5

дестр. (1%) + ХПД 5,5 6,0 -/0,8 -/0,4 -/1,5 -/1,0 -/0,1 -/0,1

Вывод по таблице 3.8: при содержании деструктора (брейкера) в

количестве 1,0%, количество геля в пробах уменьшилось. Свободной воды

нет.

По истечении нескольких дней опыт повторили. В пробы жидкости, без

добавления жидкости для ГРП и деструктора (брейкера), дозировали

реагенты-деэмульгаторы (таблица 3.9). Температуру опыта увеличили до

77

40 °С. Остаточное содержание воды определяли в нижнем и верхнем уровнях

бутылочки (100 мл).

Основные сведения об испытании: дата проведения – 13.08.2008 г.;

обводненность нефти – 12%; температура нефти – 40 °С.

Таблица 3.9 – Дополнительные опыты

Реагент Доз г/т

Количество выделившейся воды (воды / геля) в мл за

время

Количество своб. / связ. воды (геля) на уровнях, %

нижний верхний

5 мин

30 мин 1 ч 12 ч своб. связ. своб. связ.

ХПД 40 7,0 8,5 8,0/1,0 10/1,5 3,0/0,5 3,3/1,5 -/1,0 0,5/0,3

Флэк 40 8,5 8,5 9,5/1,2 10/1,4 3,5/0,5 3,6/1,5 сл/1,0 0,8/0,3

Холостая - 7,5 8,0 7,5/1,5 9/1,5 -/1,0 -/1,0 -/1,0 0,8/0,4

Анализ данных, представленных в таблице 3.9, показывает, что

разделение эмульсии на фазы с течением времени продолжается. В нашем

случае проба находилась в статических условиях при комнатной

температуре. Тем не менее, в нижнем уровне бутылочек выделилась

свободная вода (9-10%). Верхняя часть пробы после центрифугирования

содержит от 0,5 до 0,8% воды, нижняя – от 3,0 до 3,5% воды.

Были проведены исследования, направленные на подбор эффективного

реагента-деструктора, способного разрушить гелеобразную структуру,

присутствующую в добываемой газожидкостной смеси после проведения

ГРП, и способствующего подготовке качественной товарной нефти.

Был проведен опыт, при котором подбирали реагент-деструктор,

который бы разрушил гель. Для этого холостую пробу разлили на 8

пробирок. Нагрели пробирки до 90 °С, центрифугировали и добавили в них

по 1 капле (≈ 0,03 мл) различных реагентов для разрушения геля (реагентов-

деструкторов) и опять тщательно перемешали (таблица 3.10).

78

Таблица 3.10 – Опыт по подбору реагента-деструктора

Реагент Кол-во

воды / геля, %

Качество выделившейся воды, визуально

Присутствие геля, %

1. реагент 1 9,5/сл. мутная следы 2. реагент 2 10,0/сл. мутная следы 3. реагент 3 10,0/1,0 прозрачная 1,0 4. реагент 4 10,0/1,0 прозрачная 1,0

5. брейкер 1 11,0/1,0 прозрачная + осадок желтого цвета 1,0

6. брейкер 2 12,0/1,0 прозрачная 1,0 7. деэмульгатор 12,0/1,0 прозрачная 1,0 8. Растворитель 11,0/1,0 прозрачная 1,0

Вывод по таблице 3.10: реагентами-деструкторами 1 и 2 гель был

разрушен. Этот факт подтверждает и визуальное ухудшение качества воды.

Так как гель водорастворим, то при разрушении он практически весь

переходит в водную часть эмульсии, при этом жидкость мутнеет.

Стоит отметить, что количество воды в данном опыте не является

показательным. Для опыта брали холостую пробу предыдущего опыта, в

которой уже произошел раздел фаз нефть/вода. Поэтому в результате

перемешивания и последующего разлива, жидкость в пробирках не

одинакова по количеству воды.

Было изучено влияние жидкости для разгеливания скважин (брейкера)

на подготовку товарной нефти. Дата отбора пробы – 30.07.2008 г.; место

отбора пробы: Красноленинское НГКМ, «ДНУ»; тип пробы: добываемая

жидкость – сырая нефть, отобранная на входе в УПН после проведения на

добывающих скважинах ГРП.

Для проведения исследований были использованы:

− добываемая жидкость с входа на «ДНУ»;

− реагент деэмульгатор Флэк Д-17;

79

− деструктор (брейкер).

Жидкость (добываемую, с входа на УПН) тщательно перемешали и

разлили в бутылочки по 100 мл, нагрели бутылочки с нефтью на водяной

бане до температуры 40 °С.

После того, как нефть нагрелась до необходимой температуры,

добавили в бутылочки жидкость для разгеливания – деструктор (брейкер).

Количество деструктора (брейкера) составило до 5% от объема. Пробы

хорошо перемешали, и дозировали в них деэмульгатор Флэк Д-17 из расчета

40 грамм на 1 тонну нефти. Одна проба – холостая. Бутылочки тщательно

перемешали, поместили в водяную баню и засекли время подготовки нефти

(12 часов).

Измерение количества отделившейся воды проводили через пять

минут, 30 минут, 1 час, 2 часа, 4 и 12 часов после дозирования реагентов.

После окончания процесса деэмульсации, из бутылочек, с разных

уровней (верхнего, среднего и нижнего), отобрали нефть в центрифужные

пробирки (10 мл). При этом предполагается, что нефть с верхнего уровня

должна соответствовать качеству товарной нефти. Центрифугировали. После

центрифугирования во всех пробирках определили процентное содержание

свободной воды / геля. Под свободной водой подразумевается то количество

воды, которое деэмульгатор отделяет в процессе подготовки нефти при

данных условиях.

Далее эти же пробирки с нефтью нагрели до 80-90 °С, добавляли в них

ударную дозу деэмульгатора и снова центрифугировали. Таким образом,

было определено общее количество остаточной связанной гелем воды / геля,

содержащихся в пробах на данном уровне. Результаты лабораторных

исследований приведены в таблице 3.11 и на рисунках 3.1, 3.2, 3.3, 3.4.

Основные сведения следующие: проба жидкости, отобранная со входа

на «ДНУ»; дата проведения испытаний – 17.09.2008 г.; удельный вес

80

жидкости – 0,85 г/см3; ее обводненность – 12%; температура опыта – 40 °С;

время деэмульсации – 12 часов; дозировка деэмульгатора – 40 г/т.

Таблица 3.11 – Изучение влияния жидкости для разгеливания скважин

(деструктора геля) на подготовку товарной нефти

Реагент Доз, г/т

Количество выделившейся воды (воды / геля) в мл за

время

Количество своб. / связ. воды (геля) на уровнях, %

нижний средний верхний

5 мин

30 мин 1 ч 2 ч 4 ч 12 ч своб. связ. своб. связ. своб. связ.

дестр. 5% - 3,5 6,5 6,5 6,5 7,5/ 1,5

7,5/ 1,5 -/0,8 -/1,0 -/0,5 -/0,7 сл/1,0 -/1,0

дестр. 5% + Флэк Д-17 40 7,5 8,0 9,0 9,0 9,0/

0,5 9,0/ 1,5 -/0,8 -/0,8 -/0,4 -/0,6 сл/0,6 -/1,0

холостая проба - 6,5 6,5 6,5 7,0 7,0/

1,0 7,0/ 1,0 -/0,3 -/0,5 -/1,0 -/1,0 -/0,8 -/1,0

Рисунок 3.1 – Динамика отделения воды с деструктором (брейкером) и

деэмульгатором за 30 мин деэмульсации

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 5 10 15 20 25 30

От

деле

ние

воды

, %

Время, мин

дест р., 5% дест р. 5% + Флэк Д-17, 40 г /т Холост ая проба

81

Из данных, представленных в таблице 3.11 и на рисунке 3.1 видно, что

за первые 30 мин деэмульсации происходит быстрый сброс воды. Причем

деструктор (брейкер) замедляет процесс разделения эмульсии на нефть и

воду. Деэмульгатор напротив способствует отделению воды. Количество геля

в некоторых случаях не определено, так как его присутствие не обнаружено в

видимой части свободной воды.

Рисунок 3.2 – Динамика отделения воды в пробах с деструктором

(брейкером) и деэмульгатором за последующие 12 часов деэмульсции

Согласно данным рисунка 3.2 деструктор (брейкер) в смеси с

деэмульгатором Флэк Д-17 обеспечивает несколько большее количество

отделенной воды.

Содержание видимой части геля (рисунок 3.3) в свободной воде после

12 часов деэмульсации одинаково в пробах с деструктором (брейкером) 5% и

деструктором (брейкером) 5% + деэмульгатор. Видимое количество геля в

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 1 2 3 4 5 12

От

деле

ние

воды

, %

Время, ч

дест р., 5% дест р. 5% + Флэк Д-17, 40 г /т Холост ая проба

82

воде холостой пробы меньше, но это означает, что его остальная часть

находится в нефти.

Рисунок 3.3 – Содержание геля в водной фазе после 12 часов

деэмульсции (определялось визуально)

Из данных, представленных на рисунке 3.4 видно, что гель

присутствует во всем объеме проб (низ, верх, середина), причем в верхней

части проб его содержание одинаково и составляет 1,0%. На основании этих

данных можно сказать, что ни деструктор (брейкер), ни деэмульгатор Флэк

Д-17 не влияют в необходимой степени на содержание геля в эмульсии.

Можно сделать вывод о том, что деструктор (брейкер, с 5% объемным

содержанием) не улучшает качество подготавливаемой нефти. Из 12%

общего содержания воды в эмульсии нам удалось отделить от 7 до 9%

(таблица 3.11, рисунок 3.2). Оставшаяся вода, 4-5%, распределена в общем

объеме нефтяной фазы и находится в связанном состоянии с гелем.

Присутствие геля во всем объеме жидкости так же очевидно. Деэмульгатор в

данном случае не решает проблему качественной подготовки нефти.

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

2

дест р. 5% дест р. 5% + Флэк Д-17, 40 г /т Холост ая проба

Количест во " г еля" в выделившейся воде, %

83

Рисунок 3.4 – Общее содержание геля в водной фазе после 12 часов

деэмульсции (определялось центрифугированием)

На основании проведенных лабораторных исследований можно сделать

следующие выводы:

1. При проведении ГРП и последующем выводе скважины на «режим»,

в продукции скважины (нефтяной эмульсии) присутствует остаточное

содержание гелеобразной жидкости – геля. В исследуемой нефти количество

такой жидкости составило около 2%.

2. При подготовке нефти и разделении эмульсии на две фазы (нефть и

воду) присутствие геля визуально обнаруживается на границе раздела фаз.

Подготовка нефти до товарного качества в присутствии геля после ГРП

практически невозможна.

3. Так как гель водорастворим, то в статических условиях, с течением

времени, за счет сил гравитации, гель и вода движутся в нижнюю часть

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,1

1,2

дест р. 5% дест р. 5% + Флэк Д-17, 40 г /т Холост ая проба

Нижняя част ь пробы. Количест во " г еля" в воде, %

Средняя част ь пробы. Количест во " г еля" в воде, %

Верхняя част ь пробы. Количест во " г еля" в воде, %

84

объема жидкости, несколько улучшая при этом качество нефти в верхнем

слое.

4. Жидкость для разгеливания скважин (деструктор, брейкер) не

разрушает гель в нефтяной эмульсии и не способствует качественной

подготовке нефти.

5. Существует возможность разрушения геля при подготовке нефти при

дозировании специальных реагентов-деструкторов 1 и 2 (КЗХ).

6. Реагент-деструктор 2, товарное название ХПП-007(ДП),

представляет собой смесь неионогенных и анионактивных ПАВ в

ароматическом растворителе, среда реагента – кислая (рН=3).

7. Подача реагента-деструктора рекомендуется до установки

подготовки нефти, в общий коллектор методом постоянного дозирования

через БРХ.

3.3. Оптимальная дозировка реагента-деструктора – ХПП-007 (ДП)1

для деструкции устойчивых эмульсий, образованных после

проведения ГРП и кислотных обработок

Следующим этапом было рассмотрение вариантов применения

реагента-деструктора 2 для обеспечения качественной подготовки нефти [3].

Результаты опыта приведены в таблице 3.12. Основные сведения: дата

проведения испытания – 14.08.2008 г.; обводненность нефти – 12%; ее

температура – 40 °С; время отстоя – 3 часа; дозировка реагента 2 составляла

500 г/т и 5 000 г/т жидкости.

Из данных, представленных в таблице 3.12 видно, что реагент-

деструктор 2, с дозировкой 5000 г/т разрушил гель. Количество

выделившейся воды составило 14%, в верхнем слое пробы 1% свободной

воды и только 0,1% геля.

85

Таблица 3.12 – Опыт по подбору оптимальной дозировки реагента-

деструктора

Реагент Доз г/т

Количество выделившейся воды (воды / геля) в мл за время

Количество своб. / связ. воды (геля) на верхнем уровне, %

15 мин

30 мин

45 мин

60 мин 3 часа своб. связ.

реагент 2 500 9,0 9,0 10,0 10,0 10,0/1,5 сл/0,5 сл/0,5

реагент 2 5000 6,0 12,5 14,0 14,0 14,0/ 0,5 1,0/- 1,0/ 0,1

холостая - 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0/ 3,0 -/0,4 сл/0,5

Далее рассмотрели влияние дозировок реагента-деструктора 2 на

разрушение геля в эмульсии. В течение 15 мин определяли количество

выделившейся свободной воды (таблица 3.13). Основные сведения: дата

проведения испытания – 15.08.2008 г.; обводненность нефти – 12%;

температура нефти – 40 °С.

Таблица 3.13 – Влияние дозировок реагента-деструктора 2 на разрушение

геля в эмульсии

Реагент Дозировка, г/т

Кол-во выделившейся воды, мл

Количество геля, мл

1. реагент 2 500 6,0 2,0

2. реагент 2 1000 6,5 1,0

3. реагент 2 2000 7,0 0,5

4. реагент 2 3000 7,5 0,1

5. реагент 2 4000 7,5 0,1

6. реагент 2 5000 7,5 0,1

86

Можно сделать следующий вывод по таблице 3.13: оптимальный

удельный расход реагента-деструктора 2 в данных условиях составляет от

3000 г/т.

В работе изучено влияние реагента-деструктора 2 на работу

деэмульгаторов и качество подготовки товарной нефти. Время испытаний – 1

час. Дозировка ХПД и Флэк – 40 г/т. Дозировка реагента 2 – 3000 г/т. Объем

пробы эмульсии – 70 мл (таблица 3.14).

Основные сведения по таблице 3.14: дата проведения испытания –

15.08.2008 г.; обводненность нефти – 12%; ее температура нефти – 40 °С.

Таблица 3.14 – Влияние реагента-деструктора 2 на работу деэмульгаторов и

качество подготовки товарной нефти

Реагент

Кол-во выделившейся воды / геля в мл за время, мин

(температура опыта 35 °С)

Кол-во своб. / связ. воды (геля) на

верхнем уровне за 1 час деэмульсации,

%

15 мин 30 мин 45 мин 1 ч своб. связ.

реагент 2 7,5/0,4 8,0/0,3 8,0/0,3 8,0/0,3 0,8/0,1 0,8/0,2

реагент 2 + ХПД 7,0/0,5 7,0/0,4 7,5/0,3 8,0/0,3 1,0/0,1 1,1/0,1

реагент 2 + Флэк 7,0/0,5 7,5/0,4 7,5/0,3 7,5/0,3 0,8/0,2 1,0/0,2

холостая 5,5/1,5 6,0/1,5 6,0/1,5 6,0/1,5 сл/1,0 0,8/0,2

Из данных, представленных в таблице 3.14 видно, что реагент-

деструктор 2 в количестве 3000 г/т + ХПД, 40 г/т за 1 час выделили из пробы

большее количество воды (8,0% в общей пробе и 1,0% в верхней части

пробы), при этом количество геля в этой пробе минимальное – 0,1%.

87

В таблице 3.15 представлены аналогичные испытания, но время

проведения опытов составило уже 12 часов.

Таблица 3.15 – Влияние реагента-деструктора 2 на работу деэмульгаторов и

качество подготовки товарной нефти (12 ч)

Реагент

Кол-во выделившейся воды / геля в мл за время

(температура опыта 35 °С)

Кол-во своб. / связ. воды (геля) на верхнем уровне

при деэмульсации, %

12 ч своб. связ.

реагент 2 10,5 1,0/0,1 1,5/0,1

реагент 2 + ХПД 12,0 0,0/0,1 0,1/0,1

реагент 2 + Флэк 11,0 0,3/0,1 0,5/0,1

холостая 8,5/2,0 2,5/1,0 3,5/1,0

Можно сделать следующий вывод по таблице 3.15: реагент-деструктор

2 и деэмульгатор ХПД с дозировкой 3000 г/т и 40 г/т соответственно,

обеспечили подготовку нефти до товарного качества. Количество остаточной

воды и геля составило 0,1/0,1 (всего 0,2%).

Товарное название реагента-деструктора 2 (КЗХ) – ХПП-007(ДП)1.

В работе было изучено взаимодействие реагента-деструктора (далее

ХПП-007(ДП)1) с проппантом, применяемым при ГРП [11].

Изучение проводили гравиметрическим методом, который основан на

определении потери массы исследуемого вещества путём взвешивания на

аналитических весах.

Навеску проппанта взвесили на аналитических весах с точностью до

±0,0002 г и поместили в тигель, доведенный до постоянной массы.

Выдержали в электрошкафу при температуре 105 оС в течение 4 часов. После

этого тигель поместили в эксикатор. Выдержали в течение 20-30 минут,

88

снова взвесили. Термообработку проводили до постоянной массы тигля.

Затем навеску проппанта поместили в 200 мл ХПП-007(ДП)1. Оставили на

реагирование. Время реагирования – 12 часов. Далее проппант промыли

дистиллированной водой, просушили и снова довели до постоянной массы,

как описано выше.

Обработка результатов проводили следующим образом.

Потерю массы проппанта при взаимодействии с ХПП-007(ДП)1 – (Х), в

процентах, рассчитали как:

%017,0%10010

=⋅

−−= +

p

tpt

MMM

X , (3.1)

где Mt+p = 93,1035 г – масса тигля с проппантом после реагирования;

Mt = 53,0973 г – масса пустого тигля; Mp0 = 40,0130 г – первоначальная масса

навески проппанта.

Видно, что потеря массы проппанта после реагирования не большая –

0,0068 г или 0,017%. Поэтому можно сделать вывод о том, что реагент ХПП-

007(ДП)1 практически не реагирует с пропантом.

В работе было изучено влияние реагента-деструктора непосредственно

на гелеобразующий состав, используемый при ГРП.

Основные сведения: дата отбора пробы – 10.2008 г.; место отбора

пробы: Красноленинское НГКМ, емкость (блендер) подрядчика,

проводящего мероприятия по ГРП (гелеобразующий состав отобран до

проведения ГРП); тип пробы: гелеобразующий состав (в смеси с пропантом),

используемый при ГРП.

Гелеобразующий состав (в виде жидкости) отделили от проппанта, в

смеси с которым он находился. Основываясь на результатах ранее

проведенных лабораторных исследований было рассчитано количество ХПП-

007(ДП)1, необходимое для разрушения определенного объема

89

гелеобразующего состава – геля. Из общего объема гелеобразующего состава

отобрали две пробы, в одну добавили рассчитанное количество ХПП-

007(ДП)1, вторую пробу оставляли без реагента в качестве холостой. Пробы

перемешали и поставили в термостат на 15 минут при постоянной

температуре 90-95 оС (предполагаемая температура пласта). Деструкцию

гелеобразующего состава определяли визуально. Результаты анализа

приведены в таблице 3.16.

Таблица 3.16 – Деструкция гелеобразующего состава

Состав смеси Результаты опыта

гелеобразующий состав ГРП

(холостая проба)

При данной температуре (90-95 оС) мелкодисперсный осадок, присутствовавший изначально в гелеобразующей жидкости, коагулирует, образуя аморфный крупнодисперсный осадок. Часть осадка опустилась на дно пробирки, часть осталась на поверхности, часть налипла на стенки пробирки в виде гелеобразного вещества.

гелеобразующий состав ГРП

+ ХПП-007(ДП)1

(в соотношении 1:1)

Мелкодисперсный осадок, присутствовавший в жидкости, частично растворился, часть осталась в растворе в виде мелкой взвеси, которая по истечении некоторого времени опустилась на дно пробирки.

Из данных, представленных в таблице 3.16, можно сделать вывод о том,

что ХПП-007(ДП)1 влияет на гелеобразующий состав, используемый при

ГРП. Гелеобразующая масса состоит из сшитых полимерных молекул

(получают путем смешения гелирующего вещества в водном растворе

неорганической соли, выступающей в роли сшивателя). Под действием

реагента ХПП-007(ДП)1 происходит деструкция связей, соединяющих

90

макромолекулы между собой (так называемые сшитые полимеры), и

деструкция внутримолекулярных связей в самих макромолекулах полимеров.

В результате чего образуются либо соединения с небольшой степенью

полимеризации, либо вообще низкомолекулярные соединения, либо и те, и

другие сразу.

Данные соединения мы наблюдаем в виде мелкодисперсной взвеси,

образующейся после добавления ХПП-007(ДП)1. Образование более

крупного аморфного осадка в холостой пробе, возможно, происходит

вследствие коагуляции уже имеющегося в растворе осадка и взвеси, то есть

под действием температуры происходит реакция между компонентами смеси,

приводящая к укрупнению молекул полимеров, возможно к образованию

макромолекулярных сеток.

Следует отметить факторы, способные повлиять на результаты

проведенных исследований по изучению влияния реагента ХПП-007(ДП)1

непосредственно на гелеобразующий состав, используемый при ГРП. Во-

первых, гелеобразующий состав, предоставленный на анализ, был отобран за

некоторое время до момента анализа, в результате чего возможно претерпел

различные изменения (под действием кислорода воздуха О2, квантов света hν

происходит деструкция полимеров). Поэтому анализу подвергался уже не

изначальный гелеобразующий состав, а его измененная модификация.

Во-вторых, при обработке скважин гелеобразующим составом под

действием пластовой температуры, пластового давления и взаимодействия с

водонефтяной эмульсией его первоначальный состав изменяется. Поэтому в

момент подачи ХПП-007(ДП)1 происходит его взаимодействие уже с

видоизмененной гелеобразующей массой, свойства которой могут отличаться

от смеси, первоначально закачиваемой в скважину.

Была разработана товарная форма реагента-деструктора ХПП-007(ДП)1

с целью применения в смеси для деструкции гелесодержащего слоя,

91

образованного после проведения мероприятий по ГРП и интенсификации

притока путем кислотных обработок[3].

По результатам предшествующих лабораторных исследований по

разрушению гелеобразной жидкости со скважины, где проводились

мероприятия по ГРП, был определен реагент-деструктор, который разрушает

гелеобразную жидкость, препятствующую разделению добываемой

жидкости на нефть и воду. Товарное название реагента ХПП-007(ДП)1.

Реагент ХПП-007(ДП)1, в лабораторных условиях, был проверен так

же на жидкости с месторождения ТПП «Когалымнефтегаз». В пробах сырой

нефти, отобранных на «входе» одной из УПСВ ДНС ТПП

«Когалымнефтегаз», при центрифугировании наблюдался слой зеленовато-

желтого цвета, располагающийся на границе раздела фаз «вода – нефть».

Количество этого слоя колебалось от 0,1 до 5,0% по объему. При добавлении

ХПП-007(ДП)1 в исследуемую эмульсию и последующем её

центрифугировании, слой зеленовато-желтого цвета в эмульсии разрушался,

при этом подтоварная вода окрашивалась в грязно-зеленый цвет.

Для изучения воздействия ХПП-007(ДП)1 на гелеобразную жидкость с

Красноленинского НГКМ, проводились следующие лабораторные

испытания: в 50 мл исследуемой эмульсии («ДНУ») добавляли смесь толуола

(50 мл) с реагентом ХПП-007(ДП)1 в количестве от 1 до 5 мл. Перемешивали

и ставили в термостат. Нагревали пробы до 90-95 °С, выдерживали при этой

температуре в течение 15 мин и фиксировали полученные результаты

(таблица 3.17).

Из данных, представленных в таблице 3.17, можно сделать следующий

вывод: состав смеси №5 представляет самый оптимальный вариант для

применения в промышленных условиях. Для более полного и равномерного

распределения реагента ХПП-007(ДП)1 по всему объему обработки

необходимо готовить смесь реагента в толуоле или нефти. Реагент рассчитан

92

на полный объем пробы, т.е. объемное содержание реагента в смеси должно

составлять 5%.

Таблица 3.17 – Определение воздействия смеси с ХПП-007(ДП)1 на

гелеобразную жидкость

Состав смеси Результаты опыта 1. нефтяная эмульсия (с содержанием воды 12 %) – 50 мл Толуол – 49 мл ХПП-007(ДП)1 – 1 мл

Эмульсия разделилась на нефть и воду. Граница раздела фаз очень плохая. Присутствует видимое количество «геля» (около 2,5 % объемных). Свободной воды – 5 мл, вода чистая. Часть воды осталось в нефти.

2. нефтяная эмульсия (с содержанием воды 12 %) – 50 мл Толуол – 48 мл ХПП-007(ДП)1 – 2 мл

Эмульсия разделилась на нефть и воду. Граница раздела фаз очень плохая. Присутствует видимое количество «геля» (около 2,0 % объемных). Свободной воды – 5 мл, вода чистая. Часть воды осталось в нефти.

3. нефтяная эмульсия (с содержанием воды 12 %) – 50 мл Толуол – 47 мл ХПП-007(ДП)1 – 3 мл

Эмульсия разделилась на нефть и воду. Граница раздела фаз не четкая. Присутствует видимое количество «геля» (около 0,3 % объемных). Свободной воды – 5,5 мл, вода чистая. Часть воды осталось в нефти.

4. нефтяная эмульсия (с содержанием воды 12 %) – 50 мл Толуол – 46 мл ХПП-007(ДП)1 – 4 мл

Эмульсия разделилась на нефть и воду. Граница раздела фаз не четкая. Присутствует видимое количество «геля» (около 0,3 % объемных). Свободной воды – 5,5 мл, вода чистая. Часть воды осталось в нефти.

5. нефтяная эмульсия (с содержанием воды 12 %) – 50 мл Толуол – 45 мл ХПП-007(ДП)1 – 5 мл

Эмульсия разделилась на нефть и воду. Граница раздела фаз четкая. Присутствие «геля» не обнаружено. Свободной воды – 6 мл, вода чистая.

В работе было изучено влияние ГКО на процесс деэмульсации

жидкости со скважины №22Х, на которой прежде были проведены

мероприятия по ГРП. Для проведения исследований были использованы

следующие сведения:

− жидкость с устья скважины №22Х ЛУ Красноленинского НГКМ, до

проведения ГКО;

93

− жидкость с устья скважины №22Х ЛУ Красноленинского НГКМ, после

проведения ГКО;

− реагент-деэмульгатор Флэк Д-17;

− реагент-деэмульгатор марки ХПД.

Результаты визуального сравнительного анализа водонефтяной

эмульсии, добываемой со скважины №22Х до проведения ГКО и после ее

проведения, представлены в таблице 3.18.

Таблица 3.18 – Сравнительный анализ водонефтяной эмульсии, добываемой

со скважины №22Х до проведения ГКО и после ее проведения

Показатель Нефть до ГКО Нефть после ГКО

Внешний вид

Нефть легкая коричневого цвета, свободная вода отделяется быстро в течение нескольких минут. На границе раздела фаз «нефть-вода» четко виден «гель» светло-коричневого цвета. Механические примеси визуально не заметны.

Нефть более вязкая темно-коричневого цвета, свободная вода отделяется за более длительный промежуток времени. На границе раздела фаз «нефть-вода» четко виден слой темно-коричневого цвета (предположительно состоящий из смеси остатков геля, продуктов реакции кислоты, механических примесей, нефти и связанной воды). Механические примеси присутствуют в большом количестве во всем объеме пробы.

Обводнен-ность

12% 15%

Присутствие геля

Присутствует гель зелено-желтого цвета – 2%

Присутствие геля не обнаружено. Присутствует слой темно-коричневого цвета – 10%.

94

Слой, состоящий из смеси остатков геля ГРП, продуктов реакции

кислоты, механических примесей, нефти и связанной воды, образующийся

после проведения ГКО на скважине, где ранее был проведен ГРП, и

препятствующий качественной подготовке нефти на УПН представляет собой

более устойчивую эмульсию.

Также визуальная разница между двумя данными пробами эмульсии

хорошо видна на рисунках 3.5, 3.6, 3.7 и 3.8.

Для определения влияния ГКО на подготовку нефти в лабораторных

условиях был смоделирован процесс деэмульсации скважинной жидкости.

Для этого пробы жидкости тщательно перемешали и разлили в бутылочки по

100 мл, нагрели бутылочки с нефтью до 40 оС (температура, при которой

нефть поступает на УПН). После того, как нефть нагрелась до необходимой

температуры, дозировали деэмульгаторы (ХПД или Флэк Д-17) из расчета 40

г на 1 т нефти. По одной пробе оставили без реагентов в качестве холостых.

Бутылочки тщательно перемешали и поместили в водяную баню

(40 оС). Время подготовки нефти 12 часов. Через 12 часов определили

количество отделившейся свободной воды. Под свободной водой

подразумевается то количество воды, которое деэмульгатор отделяет в

процессе подготовки нефти при данных условиях.

После окончания процесса деэмульсации из бутылочек, с верхнего

уровня, была отобрана нефть в центрифужные пробирки (10 мл).

Предполагается, что качество нефти с верхнего уровня должно

соответствовать товарной нефти. Далее пробирки с нефтью нагревали до 80-

90 оС, добавили в них ударную дозу деэмульгатора и снова

центрифугировали. Таким образом, определено количество остаточной воды /

геля / слоя после ГКО, содержащихся в холостых пробах и в пробах с

реагентами. Результаты лабораторных испытаний приведены в таблицах 3.19-

3.21.

95

Рисунок 3.5 – Эмульсия до ГКО Рисунок 3.6 – Эмульсия после ГКО

Рисунок 3.7 – Эмульсия до ГКО Рисунок 3.8 – Эмульсия после ГКО

«гель»

Темно-коричневый слой

Мех.

примеси

96

Таблица 3.19 – Исследование проб до и после ГКО

Проба

Количество свободной воды, геля, слоя после ГКО за 12 часов деэмульсации, %, в 100 мл эмульсии

Количество остаточной воды

/ геля / слоя после ГКО на

верхнем уровне нефтяной фазы,

%

Количество связанной воды, %

воды геля слоя после ГКО

холостая проба (до ГКО), общее количество воды – 12 %

7,5 4,0 - -/ 1,5/ - 4,5

холостая проба (после ГКО) общее количество воды – 15 %

8,5

-

13,5

1,0/ -/ 1,0

5,5

Под связанной водой здесь подразумевается то количество воды,

которое осталось в нефтяной фазе после проведения опыта.

Из данных, представленных в таблице 3.19, можно сделать следующий

вывод: сравнивая эмульсию до и после ГКО, видно, что гель и слой после

ГКО, присутствующие в пробах имеют визуальные отличия. В пробе до ГКО

слой на границе раздела фаз «нефть-вода» более плотный, гелевидный (4 мл).

В пробе после ГКО слой более рыхлый, но его намного больше (13,5 мл).

После завершения процесса деэмульсации в верхнем слое нефти до ГКО

присутствует зеленовато-желтый гель – 1,5%, после ГКО – содержится 1,0 %

воды и 1,0 % темно-коричневого слоя. Таким образом, можно предположить,

что неорганические кислоты, соляная и плавиковая, применяемые при

проведении кислотной обработки частично разрушают гель, но количество

связанной воды в пробе после кислотной обработки больше (5,5%).

97

Таблица 3.20 – Разделение нефти и воды в пробах до и после ГКО с помощью

деэмульгатора ХПД

Пробы

Количество свободной воды, геля, слоя после ГКО за 12 часов деэмульсации, %, в 100 мл эмульсии

Количество остаточной воды / геля / слоя после ГКО на верхнем уровне нефтяной

фазы, %

Количество связанной воды, %

воды геля слоя после ГКО

нефтяная эмульсия (до ГКО) + ХПД, общее количество воды – 12%

7,5 0,3 - 1/ 0,1/ - 3,5

нефтяная эмульсия (после ГКО) + ХПД, общее количество воды – 15%

7,0 - 3,5 -/ -/ 7,7 8,0

Из данных, представленных в таблице 3.20, можно сделать следующий

вывод: после дозирования ХПД в пробы, остаточное содержание воды в

нефти до ГКО составило 1,0%, количество геля – 0,1%. В нефти после ГКО

воды не обнаружено, количество темно-коричневого слоя после ГКО (в

состав которого входит связанная вода) – 7,7%.

Количество связанной воды – 3,5% в пробе до ГКО и 8,0% в пробе

после ГКО (больше чем в холостой пробе после ГКО). Следовательно,

деэмульгатор ХПД отделяет большее количество воды в пробе до ГКО и не

работает в пробе после ГКО.

Вывод по данным таблицы 3.21: после дозирования Флэк Д-17

остаточное содержание воды в нефти до ГКО составило 0,8%, количество

геля – 0,2%. В нефти после ГКО воды не обнаружено, процентное

содержание темно-коричневого слоя после ГКО (в состав которого входит

связанная вода) – 6,0%.

98

Таблица 3.21– Разделение нефти и воды в пробах до и после ГКО с помощью

деэмульгатора Флэк Д-17

Проба

Количество свободной воды, геля, слоя после ГКО за 12 часов деэмульсации, %, в 100 мл эмульсии

Количество остаточной воды / геля / слоя после ГКО на верхнем уровне нефтяной

фазы, %

Количество связанной воды, %

воды геля слоя после ГКО

нефтяная эмульсия (до ГКО) + Флэк Д-17, общее количество воды – 12%

10,0

4,0

-

0,8/ 0,2 /-

1,2

нефтяная эмульсия (после ГКО) + Флэк Д-17, общее количество воды – 15%

5,0

-

6,0

-/ -/ 6

10,0

Количество связанной воды – 1,2% в пробе до ГКО и 10,0% в пробе

после ГКО (больше чем в холостой пробе после ГКО). Следовательно,

деэмульгатор Флэк Д-17 обеспечивает выделение большего количества воды

в пробе до ГКО и не эффективен в пробе после ГКО.

В работе было были проведены исследования, направленные на подбор

оптимальной дозировки реагента ХПП-007(ДП)1 для более эффективной

деструкции слоя, образованного после проведения мероприятий по

интенсификации притока методом ГРП и последующих ГКО.

Для проведения исследований были использованы:

− жидкость с устья скважины №22Х ЛУ Красноленинского НГКМ, после

проведения ГРП и последующей ГКО;

− жидкость с «входа» на «ДНУ», после проведения ГРП;

− реагент ХПП-007(ДП)1.

99

Для определения воздействия реагента ХПП-007(ДП)1 на устойчивую

водонефтяную эмульсию после проведения ГКО, а также с целью подбора

оптимальной дозировки реагента ХПП-007(ДП)1 в смеси для жидкости со

скважин, на которых имели место мероприятия по ГРП (жидкость с «входа»

на «ДНУ»), на базе лаборатории КЗХ проводились следующие лабораторные

испытания. В 50 мл исследуемых проб эмульсий добавляли смесь толуола с

реагентом ХПП-007(ДП)1 в количестве 2,5 и 5 мл. Перемешивали и ставили в

термостат. Нагревали пробы до 90-95 оС, выдерживали при этой температуре

15 минут и фиксировали полученные результаты (таблицы 3.22 и 3.23,

рисунки 3.9 и 3.10).

Таблица 3.22 – Подбор оптимальной дозировки ХПП-007(ДП)1 в смеси для

деструкции эмульсии, образованной после ГРП

Состав смеси Результаты опыта

Нефтяная эмульсия (общее количество воды 8%) – 50 мл; Толуол – 47,5 мл; ХПП-007(ДП)1 – 2,5 мл

Эмульсия разделилась на нефть и воду. Граница раздела фаз не четкая. Присутствует видимое количество «геля» – 1,0%. Свободная вода – 4,0%. Вода чистая. Часть воды осталась в нефти.

Нефтяная эмульсия (общее количество воды 8 %) – 50 мл; Толуол – 45 мл; ХПП-007(ДП)1 – 5 мл

Эмульсия разделилась на нефть и воду. Граница раздела фаз четкая. Видимое количество «геля» – 0,2%. Свободная вода – 7,0%. 1,0% воды остался в нефти. Вода мутная.

Таким образом, состав №2 является оптимальным для разрушения геля,

видимого на границе раздела фаз «вода-нефть» в нефтяной эмульсии.

100

Рисунок 3.9 – Нефть после ГРП, после добавления ХПП-007(ДП)1: 1 – состав №1 (Нефтяная эмульсия – 50 мл; толуол – 47,5 мл; ХПП-

007(ДП)1 – 2,5 мл); 2 – состав №2 (Нефтяная эмульсия – 50 мл; толуол – 45 мл; ХПП-007(ДП)1 – 5 мл)

Таблица 3.23 – Подбор оптимальной дозировки ХПП-007(ДП)1 в смеси для

деструкции эмульсии, образованной после ГРП и последующей ГКО

Состав смеси Результаты опыта

Нефтяная эмульсия (общее количество воды 15%) – 50 мл; Толуол – 47,5 мл; ХПП-007(ДП)1 – 2,5 мл

Эмульсия разделилась на нефть и воду. Граница раздела фаз плохая. Присутствует видимое количество эмульсии (темно-коричневый слой) – 5,0%. Свободная вода – 7,5%. Вода грязная. Часть связанной воды осталась в нефти.

Нефтяная эмульсия (общее количество воды 15%) – 50 мл; Толуол – 45 мл; ХПП-007(ДП)1 – 5 мл

Эмульсия разделилась на нефть и воду. Граница раздела фаз четкая. Видимое количество эмульсии (темно-коричневый слой) – 1,0%. Свободная вода – 14,0%. Вода сразу после проведения испытаний оставалась прозрачной, через некоторое время помутнела.

«гель» 2 1

101

Рисунок 3.10 – Нефть после ГРП и ГКО, после добавления ХПП-007(ДП)1: а – видимый темно-коричневый слой;

1 – холостая проба (без ХПП-007(ДП)1); 2 – состав №1 (нефтяная эмульсия – 50 мл; толуол – 47,5 мл; ХПП-007(ДП)1 – 2,5 мл); 3 – состав №2 (нефтяная

эмульсия – 50 мл; толуол – 45 мл; ХПП-007(ДП)1 – 5 мл)

Из таблиц 3.22, 3.23 и рисунков 3.9 и 3.10 видно, что смесь с ХПД-

007(ДП)1 деструктурирует не только эмульсию, после ГРП, но и

способствует разрушению более устойчивой эмульсии, образующейся после

последующей ГКО. В обоих случаях данный состав способствует более

качественной подготовке нефти. В условиях промышленного применения

толуол можно заменить товарной нефтью. Смешивание в толуоле или

товарной нефти необходимо для более полного и равномерного

распределения реагента ХПП-007(ДП)1 по всему объему обработки.

Равномерное распределение реагента увеличивает эффективность его работы.

1 2 3

а

а а

102

На основе проведенных лабораторных исследований можно сделать

следующие выводы:

1. При последовательном дозировании реагента ХПП-007(ДП)1 в

количестве 3 000 г/т и деэмульгатора ХПД (40 г/т) происходит подготовка

нефти до 0,1 % остаточной воды.

2. Проппант, используемый при ГРП в качестве расклинивающего

агента, не разрушается от воздействия реагента ХПП-007(ДП)1.

3. Реагент ХПП-007(ДП)1 оказывает влияние на состав жидкости,

применяемой при ГРП. При добавлении реагента ХПП-007(ДП) в

гелеобразующий состав для ГРП, происходит полная или частичная

деструкция молекул полимеров.

4. На основании проведенных лабораторных испытаний можно

утверждать, что реагент ХПП-007(ДП)1 способствует разрушению

гелесодержащего слоя, образованного после проведения мероприятий по

интенсификации притока жидкости методом ГРП.

5. На основании полученных данных можно сделать вывод, что

состав скважинной жидкости после проведения ГРП изменяется – гель в виде

высокомолекулярной сетки присутствует во всем объеме жидкости. После

проведения ГКО гель частично разрушается, но скважинная смесь

представляет собой более устойчивую эмульсию. Вода удерживается в такой

жидкости в виде больших мицелл, окруженных остатками полимеров и

частичек твердой фазы. Подготовка нефти, даже при условии дозирования

деэмульгаторов и подогрева жидкости, затрудняется. Качество товарной

нефти не соответствует нормам. Причем, эмульсия, образованная после ГРП

и ГКО более устойчива, чем только после ГРП.

6. Смесь реагента ХПП-007(ДП)1 способствует разрушению

эмульсий, образующихся после проведения мероприятий по интенсификации

притока жидкости методами ГРП и ГКО, и тем самым облегчает процесс

подготовки нефти и обеспечивает качество товарной нефти.

103

7. Для проведения мероприятий по применению ХПП-007(ДП)1 в

промысловых условиях рекомендуются следующие пропорции в смеси:

А) - товарная нефть – 50 м3

- ХПП-007(ДП)1 – 5 м3 (10% от объема товарной нефти);

Б) - товарная нефть – 50 м3

- ХПП-007(ДП)1К – 0,5 м3 (1% от объема товарной нефти).

3.4. Реагент-деструктор устойчивых эмульсий, образующихся после

проведения ГРП и кислотных обработок

Реагент-деструктор ХПП-007(ДП)1 представляет собой раствор

поверхностно-активного вещества (ПАВ) неионогенного типа с массовой

долей не менее 10% в смеси метанола и ароматического растворителя.

Характеристики реагента:

- однородная жидкость от бесцветного до коричневого цвета;

- массовая доля нелетучих веществ, %, в пределах 5-50;

- плотность при 20 °С, кг/м3 – 700-1000;

- вязкость кинематическая при 20 °С, мм2/с, не более: 50;

- температура застывания, °С, не выше минус 40;

- рН реагента – 3-6;

- растворимость в воде – растворим/диспергируем;

- растворимость в углеводородах – растворим/диспергируем;

- коррозионная активность товарной формы при 20 °С, не более

0,05 мм/год.

Состав реагента приведен в таблице 3.24.

Простые полиэфиры, являющиеся блок-сополимерами на основе окиси

этилена и окиси пропилена, имеют большое практическое значение. Они

представляют собой неионогенные ПАВ, которые активно используются в

нефтехимии.

104

Таблица 3.24 – Состав реагента

Компоненты Содержание, % ПДК, р.з., мг/м3

Класс опасности

полимер окисей этилена и пропилена с этиленгликолем

(полиэфир) 15,0 не

установлена нет

додецилбензолсульфоновая кислота (ДБСК) 13,0 не

установлена нет

2-аминоэтанол 2,5 0,5 (а) 2 сольвент нефтяной тяжелый

ароматический 0,5 300/100 (п) 4

1,2,4-триметилбензол 30/10 (п) 3 нафталин 20 (п) 4 керосин 5,0 600/300 (п) 4 метанол 15,0 15/5 (п) 3

метилбензол (толуол) 49,0 150/50 (п) 3

Сополимеры окиси этилена и окиси пропилена, обладающие

одновременно гидрофобными (блоки полипропиленоксида) и

гидрофильными (блоки полиэтиленоксида) свойствами, являются весьма

эффективными деэмульгаторами и используются для разрушения нефтяных

эмульсий, понижают поверхностное натяжение [29, 50].

Высокая эффективность блок-сополимеров из двухатомных спиртов

объясняется наличием в них центральной гидрофобной оксипропиленовой

цепи и двух концевых гидрофильных оксиэтиленовых цепей, образующихся

благодаря присутствию в составе исходных веществ двух подвижных атомов

водорода. Для повышения эффективности блок-сополимеров типа ОЭ/ОП их

нужно применять в виде раствора в ароматических углеводородах.

Додецилбензолсульфоновая кислота (ДБСК), смесь изомеров,

представляет собой анионное поверхностно-активное вещество,

способствующее растворению полимеров в большинстве растворителей и

обеспечивающее долговременную стабильность дисперсий.

Аминоэтанол – простейший стабильный аминоспирт, является

первичным амином и первичным спиртом.

105

Сольвент нефтяной тяжелый ароматический представляет собой смесь

ароматических углеводородов бензольного ряда и используется как

агрессивный растворитель для растворения материалов различного

происхождения, в том числе смол и смолоподобных веществ.

Подобно нагреванию, ароматические углеводороды (например, бензол,

толуол, ксилол и т.п.) способствуют растворению микрокристаллов

парафина, что приводит к резкому снижению эмульгирующих свойств нефти,

для которых парафины составляют основу стабилизирующего слоя [49].

1,2,4-Триметилбензол – бесцветная жидкость, обладающая свойствами

ароматических соединений, применяемая в производстве тримеллитовой к-

ты и ее ангидрида, псевдокумидина и т.д.

Керосин – горючая смесь жидких углеводородов (от C8 до C15) с

температурой кипения в интервале 150-250 °C, прозрачная, бесцветная (или

слегка желтоватая), слегка маслянистая на ощупь, получаемая путём прямой

перегонки или ректификации нефти и применяемая в данном случае как

растворитель.

Метанол – простейший одноатомный спирт, бесцветная ядовитая

жидкость, используется в качестве растворителя [50].

Метилбензол (толуол) – бесцветная подвижная летучая жидкость с

резким запахом, используется в качестве растворителя.

Реагент ХПП-007(ДП)1К представляет собой в 10 раз более

концентрированную формулу ХПП-007(ДП)1 (по массовой доле активного

вещества). Следовательно, рабочего объема ХПП-007(ДП)1К при

промышленном применении потребуется в 10 раз меньше рабочего объёма

ХПП-007(ДП)1.

Коррозионного риска для коллектора и последующих технологических

установок, через которые проходит жидкость, нет. Реагент, вступая во

взаимодействие с гелеобразной жидкостью, перестаёт быть

106

коррозионноактивным и не влияет на рН жидкости (добываемой

водонефтяной эмульсии).

3.5. Технология применения смеси реагента-деструктора ХПП-007

(ДП)1

Согласно требованиям охраны труда, перед применением реагента

необходимо ознакомится с техническими условиями и паспортом

безопасности продукта.

Реагент-деструктор представляет собой раствор ПАВ неионогенного

типа с массовой долей не менее 10% в смеси метанола и ароматического

растворителя.

По степени воздействия на организм человека в соответствие с ГОСТ

12.1.007 относится к 3 классу опасности (вещества умеренно-опасные).

Оказывает выраженное раздражающее действие на кожу и слизистые

оболочки. Обладает общетоксическим, кожно-резорбтивным действием.

Могут развиваться аллергические реакции.

Реагент-деструктор – легковоспламеняющаяся жидкость. В случае

пожара применять пенные, углекислотные или порошковые огнетушители,

тонко распыленную воду, инертные газы, песок, кошму, асбестовое одеяло.

Реагент следует хранить в герметично закрывающихся емкостях,

защищенных от попадания атмосферных осадков.

Температурные пределы использования реагента: -50–+50 °С.

ХПП-007(ДП)1 и ХПП-007(ДП)1К используются в состоянии поставки.

При этом необходимо учесть, что ХПП-007(ДП)1К представляет собой в 10

раз более концентрированную формулу ХПП-007(ДП)1 (по массовой доле

активного вещества). Следовательно, рабочего объема ХПП-007(ДП)1К при

промышленном применении потребуется в 10 раз меньше рабочего объёма

ХПП-007(ДП)1.

107

Емкости, предназначенные для транспортировки и хранения, насосы

для дозирования реагентов перед применением должны быть промыты и

очищены от осадков.

Потребитель осуществляет входной контроль качества поступившего

реагента в соответствии с техническими условиями ТУ №2458-012-69415476-

2013 ООО «КЗХ».

В нефтяной и газовой промышленности широко распространены

технологии обработки ПЗП при текущем и капитальном ремонте скважины

закачками различных химических реагентов для целей очистки ПЗП и

повышения нефтеотдачи [37, 38].

Обработка ПЗП с высокой степенью загрязнения остатками

неразложившегося геля производится с извлечением глубинно-насосного

оборудования (ГНО) в процессе ремонта скважин.

Для проведения мероприятий по обработке ПЗП смесью реагента-

деструктора ХПП-007(ДП)1 необходимо учесть следующие пропорции:

А) на объем товарной нефти равный 50 м3 вводится 5 м3 ХПП-007(ДП)1

(10% от объема товарной нефти);

Б) на объем товарной нефти равный 50 м3 вводится 0,5 м3 ХПП-

007(ДП)1К (1% от объема товарной нефти).

Необходимый объем смеси реагента-деструктора рассчитывается

исходя из объема трещины ГРП (длина, ширина, высота по дизайну ГРП) с

10% запаса. Необходимый объем смеси для обработки ПЗП может быть

уточнен исходя из опыта работы на конкретном месторождении по

следующей формуле:

WHLVmix 1,1= , (3.2)

108

где Vmix – объем смеси реагента-деструктора с товарной нефтью, м3; L – длина

трещины ГРП, м; H – высота трещины ГРП, м; W – ширина трещины ГРП, м;

коэффициент 1,1 применен для обеспечения 10% запаса объема.

Производятся подготовительные операции непосредственно перед

обработкой ПЗП:

- глушение скважины;

- извлечение ГНО;

- шаблонирование ствола (при необходимости – скреперование

эксплуатационной колонны) и промывка забоя скважины от осадков;

- при необходимости проводятся промыслово-геофизические

исследования по определению профиля притока и продуктивности

скважины;

- в скважину на время проведения обработки ПЗП спускается подвеска

НКТ с установкой пера-воронки на конце НКТ напротив подошвы интервала

перфорации обрабатываемого продуктивного пласта;

- на устье скважины устанавливается верхняя часть устьевой арматуры

с буферной задвижкой и фланцем под нагнетательную линию.

Непосредственно обработка ПЗП реагентом-деструктором

осуществляется по следующей технологической схеме (рисунок 3.11).

У скважины к производству работ обеспечивается наличие следующей

специализированной техники и оборудования:

- цементировочный агрегат ЦА-320 или аналог для обеспечения

циркуляции и закачки в скважину технологических жидкостей;

- автоцистерны АЦ или аналоги для подвоза и временного хранения

товарной нефти;

- стационарная промежуточная емкость объемом 20-25 м3 для

обеспечения смешения реагента-деструктора с товарной нефтью;

- подъемник-манипулятор для осуществления погрузочно-

разгрузочных операций и слива реагента-деструктора из тары.

109

Рисунок 3.11 – Технологическая схема обработки ПЗП

По готовности к производству работ агрегат ЦА-320 обвязывается с

помощью технологической трубы и шлангов высокого давления со

стационарной промежуточной емкостью и автоцистерной. Производится

опрессовка нагнетательной линии на 1,5-кратное рабочее давление.

Стационарная промежуточная емкость заполняется товарной нефтью на

2/3 объема. Затем агрегат ЦА-320 обвязывается со стационарной

промежуточной емкостью по кругу. В мерник агрегата с помощью

подъемника-манипулятора постепенно заливается реагент-деструктор.

Осуществляется перекачка реагента-деструктора из мерника в стационарную

промежуточную емкость, затем забор из неё товарной нефти с поданным

реагентом деструктором. Осуществляется циркуляция и качественное

смешение реагента-деструктора с нефтью.

Осуществляется сборка и опрессовка нагнетательной линии от ЦА-320

к буферной задвижке устьевой арматуры скважины. По готовности

производится закачка расчетного объема смеси реагента-деструктора в

110

скважину. Закаченный объем доводится до пласта товарной нефтью. Далее

производятся технологические операции по извлечению НКТ из скважины –

порядка 12 часов. В это время происходит реагирование реагента-

деструктора с остатками неразложившегося геля в пространстве трещины

ГРП и порах продуктивного пласта.

Производится спуск в скважину ГНО, запланированного типоразмера,

и выполняется освоение и вывод на режим скважины после ремонта. В это

время происходят вынос остатков продуктов реакции и очистка ПЗП.

Технология обработки ПЗП и ГНО разовыми закачками различных

химических реагентов в затрубное пространство скважины для решения

нефтепромысловых задач также широко распространена в нефтяной и

газовой промышленности. Основные задачи, решаемые с помощью такой

технологии, это профилактика АСПО, профилактика гидратообразования и

солеотложений.

Обработка производится путем разовой закачки смеси реагента-

деструктора с нефтью объемом 30-50 м3 в затрубное пространство скважины

в процессе эксплуатации. На время проведения обработки и реагирования в

течение 8-12 часов установка электроцентробежного насоса (УЭЦН)

отключается. Закачка реагента производится при помощи агрегата ЦА-320 по

схеме, представленной на рисунке 3.11. По окончании времени реагирования

УЭЦН запускается, возобновляется добыча пластовой жидкости.

Опытные работы по применению регента-деструктора были проведены

на трех скважинах №1Х, 27Х и Х133 куста №Х7. Критерием эффективности

применения реагента на стадии ОПР был принят интенсивный вынос

продуктов распада геля ГРП, подтверждаемый пробами. Вынос продукта

распада геля был выявлен на всех трех скважинах, причем даже в скважине,

где операция ГРП была выполнена несколькими месяцами ранее, и

продукцией скважины была нефть с низким содержание воды – до 3%. Кроме

111

этого, в результате обработок ПЗП по двум скважинам зафиксировали

некоторое увеличение дебита.

Дозирование (подача) химических реагентов в систему подготовки

нефти является обязательной составляющей современной технологии

подготовки нефти на УПН [5, 29, 39, 61]. Место подачи реагента в

трубопровод предусматривается в технологической схеме с учетом

особенностей и технологического регламента. Однако в условиях

несовершенства существующей УПН («ДНУ») возможность подачи реагента

была только непосредственно в емкости-отстойники.

С целью обеспечения качественной подготовки нефти на «ДНУ» была

опробована подача подобранного реагента-деструктора ХПП-007(ДП)1

непосредственно в емкости-отстойники, в которые перекачивали нефть, не

проведшую контроль качества на обводненность. Концентрация от 100 до

3000 г реагента-деструктора на одну тонну отбираемого количества

жидкости гидравлического разрыва в период отработки скважины после ГРП

до выхода на стабильный режим эксплуатации способствовала отделению

воды. В результате добивались снижения обводненности с 1,5-2,0 до 0,5%.

3.6. Способ разделения устойчивых эмульсий, образующихся после

ГРП и кислотных обработок

В результате проведенных лабораторных исследований и опытно-

промысловых испытаний предлагается эффективный способ снижения

степени негативного влияния устойчивой эмульсии, образующейся в

результате проведения ГРП и кислотных обработок, на процесс и качество

подготовки нефти на УПН. Способ заключается в совокупности

приставленных далее действий.

1. После проведения скважинно-операций ГРП на месторождении

(залежи) выполняется отбор и лабораторные исследования проб скважинной

жидкости для выявления присутствия геля. Проводится анализ

112

произошедших изменений в процессе подготовки нефти на установках

подготовки. Помимо лабораторного анализа проб косвенное подтверждение

загрязнения ПЗП можно получить по результатам определения

проницаемости и скин-фактора гидродинамическими исследованиями в

сравнении с расчетными плановыми показателями.

2. Выполняются тестовые лабораторные исследования по оценке

эффективности разрушения гелеобразной смеси, присутствующей в

добываемой скважинной жидкости, реагентом-деструктором ХПП-007 (ДП)1

для выбранного месторождения. Рекомендуется такой состав для проведения

лабораторных исследований: 1) 50 мл скважинной жидкости; 2) 45 мл

толуола; 3) 5 мл реагента-деструктора ХПП-007 (ДП)1. Рекомендуется

проведение серии лабораторных опытов (не менее трех) для определения

эффективности реагента-деструктора. В процессе проведения опытов и по их

результатам возможно уточнение концентрации реагента-деструктора

(увеличение или уменьшение) в смеси.

3. Проводятся опытно-промышленные испытания:

- обработки ПЗП скважин с высокой степенью загрязнения остатками

неразложившегося геля смесью реагента-деструктора ХПП-007 (ДП)1 с

товарной нефтью в рекомендуемой либо уточненной лабораторными

опытами пропорции;

- после вывода скважины на стабильный режим эксплуатации

выполняется оценка фактической эффективности проведенного мероприятия

по сравнению проб добываемой скважинной жидкости до и после обработки;

- дозирование реагента-деструктора в добываемую газожидкостную

смесь в систему сбора и подготовки нефти на месторождении после

проведения ГРП и возможных последующих кислотных обработок.

Необходимая концентрация реагента-деструктора в смеси подбирается и

рассчитывается на одну тонну отбираемого количества жидкости

гидравлического разрыва. Дозирование осуществляется в период отработки

113

скважины после ГРП (последующих кислотных обработок) до выхода на

стабильный режим эксплуатации. То есть до того момента, когда жидкость

гидравлического разрыва будет полностью отобрана из ПЗП. Изменения

режима работы УПН не требуется;

- эффективность реагента-деструктора определяется по количеству

остаточной воды в подготовленной товарной нефти.

4. По результатам анализа полученной промысловой информации

принимается решение о промышленном применении реагента-деструктора

ХПП-007 (ДП)1.

Применение разработанного способа на Красноленинском НГКМ

позволило снизить степень негативного влияния устойчивой эмульсии на

процесс подготовки нефти до товарного качества. Разработанный способ

предназначен для использования на нефтегазодобывающих предприятиях и в

сервисных компаниях, оказывающих услуги в сфере нефтегазодобычи.

Способ может быть применен и для цели промышленной адаптации

альтернативных реагентов-деструкторов.

В результате выполненных работ по подбору реагента-деструктора

устойчивых эмульсий сформулирован второй пункт научной новизны:

разработанная комплексная смесь реагента-деструктора, представляющего

собой раствор поверхностно-активного вещества неионогенного типа с

массовой долей не менее 10% в смеси метанола и ароматического

растворителя, способна разрушить устойчивую водонефтяную эмульсию,

образующуюся при массовом ГРП, применением в две последовательные

стадии: 1) путем обработки пласта 10 %-м раствором реагента в товарной

нефти в объеме порового пространства ПЗП (объема трещины ГРП) в

остановленной скважине; 2) путем дозирования в газожидкостную смесь

перед входом в УПН в расчете до 3000 г на одну тонну отбираемой жидкости

гидравлического разрыва в период отработки скважины после ГРП до выхода

на стабильный режим эксплуатации.

114

4. ОБОСНОВАНИЕ И РЕАЛИЗАЦИЯ ЭФФЕКТИВНОГО МЕТОДА

ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

4.1 Разработка эффективного метода качественной подготовки

нефти на УПН

Проведенный анализ показывает, что ключевым фактором,

отрицательно повлиявшим на подготовку нефти, является повышение

устойчивости водонефтяной эмульсии. Повышение устойчивости эмульсии

обусловлено наличием в эмульсии продуктов физико-химического

взаимодействия неразложившейся жидкости носителя проппанта (геля) и

пластовых флюидов, которые совместно с механическими примесями

являются стабилизаторами эмульсии (смесью компонентов). Кроме того,

после проведения кислотных обработок ПЗП и поступления в состав

добываемой жидкости продуктов реакции, водонефтяная эмульсия

становилась более устойчивой [42, 61, 66].

При равномерном распределении такой устойчивой эмульсии в потоке

поступающей жидкости в существующую технологическую схему УПН

удавалось обеспечить стабильный процесс подготовки и сдачи нефти.

С целью улучшения качества подготовки нефти, в том числе с учетом

рекомендаций [11], был применен разработанный автором метод снижения

устойчивости нефтяной эмульсии с применением реагента-деструктора. По

мере возникновения случаев повышения обводненности товарной нефти

осуществлялось разовое дозирование реагента в емкости-отстойники (по

причине отсутствия возможности подачи иным путем) в процессе подготовки

нефти. В результате улучшалось качество подготовки нефти, и партии

подготавливаемой нефти в большинстве случаев доводились до товарного

состояния.

Однако в новых условиях, в связи с запуском новых высокодебитных

скважин, и разовым характером кислотных обработок ПЗП, поступление

115

добываемой жидкости на УПН характеризовалось возросшим объемом и

периодическими импульсами, как по объему, так по обводненности и

газосодержанию. Полностью исключить сбои при подготовке нефти, в

условиях существующей упрощенной технологической схемы УПН, за счет

применения реагента-деструктора не представлялось возможным.

Возникающие разовые превышения требования ГОСТ Р51858-2002,

согласно которому массовая доля воды в продукции не должна превышать

0,5%, объясняются следующим образом. В результате осуществления

технологических процессов обезвоживания нефти методом статического

отстоя применяемым на «ДНУ» неизбежно накопление так называемых

вторичных эмульсий: эмульсий промежуточных слоев и ловушечной нефти

[54]. В общем виде вторичные эмульсии представляют собой накопленную за

длительный период эксплуатации нефтесборных пунктов смесь

некондиционной нефти с иными по сравнению с эмульсиями поступающего

сырья свойствами, в частности, с аномально высокой агрегатной

устойчивостью. Кроме того, не исключается повторное сшивание не

деструктурированного геля ГРП в процессе отстоя.

Существуют различные способы предотвращения образования и

разрушения таких высокоустойчивых эмульсий: термический,

электрический, механический, химический или их комбинации [65].

Особенностью обезвоживания ловушечных эмульсий и стойких

промежуточных слоев является то, что эффективная технология,

позволяющая получить кондиционную нефть, должна, как правило, сочетать

несколько вышеуказанных приемов и производиться в несколько этапов, так

как одностадийная подготовка редко достигает цели [55].

Газосодержание в добываемой скважинной газожидкостной смеси в

условиях высокой депрессии на продуктивный пласт в пике достигало 400 м3

на 1 тонну нефти. Среднее значение газосодержания на УПН – 300 м3/т. При

больших значениях газосодержания жидкости (порядка 350 м3/т и выше),

116

поступающей на подготовку, во избежание уноса капельной жидкости на

факельную установку с последующим сгоранием (выбросом в атмосферу),

требуется установка соответствующего оборудования на УПН [52]. Высокое

качество газа требовалось также для подачи на проектируемую

газопоршневую электростанцию (ГПЭС). Увеличившееся количество газа в

потоке жидкости, идущей на подготовку, можно при соответствующей

технологической схеме подготовки и соответствующем сепарационном

оборудовании, использовать в качестве фактора, способствующего

качественной подготовке нефти [22, 28, 36, 43, 61, 66].

Также необходимо было учесть осложняющий фактор образования и

присутствия механических примесей и, в том числе, возможности выноса

проппанта при интенсивной эксплуатации скважин. Все они являются

продуктами, поступающими в поток добываемой жидкости в результате

проведенных ГТМ. Механические примеси уносятся потоком добываемой

газожидкостной смеси, участвуют в стабилизации образующейся эмульсии и

осложняют процесс подготовки нефти. Вынос и значительное накопление

проппанта в аппаратах потенциально может привести к остановке процесса

подготовки нефти.

Поскольку планировались ввод значительного количества новых

скважин с применением ГРП и существенное увеличение объемов добычи

нефти необходимо было разработать такие технологическую схему и

соответствующее оборудование подготовки нефти и газа, в основе которых

лежит совершенный и эффективный метод, способный обеспечить высокое

качество подготовки нефти.

Решаемые задачи при разработке эффективного метода качественной

подготовки товарной нефти в условиях образования устойчивой эмульсии и

сопутствующих осложняющих факторов:

1) обеспечение наиболее полного разделения нефти и воды в условиях

присутствия в добываемой скважинной жидкости выявленных

117

стабилизаторов эмульсии, способствующих агрегативной устойчивости

эмульсии к разделению фаз;

2) обеспечение качества отделения и очистки газа, особенно во время

пиковых повышений газосодержания;

3) обеспечение эффективного сбора и технологичной очистки

оборудования от содержащихся в газожидкостной смеси частиц проппанта,

использованного при ГРП, и механических примесей, выносимых из

скважин.

Первым этапом при разработке технологической схемы сбора и

подготовки нефти был анализ исходных данных о физико-химических

свойствах нефти и условиях эксплуатации месторождения [60].

На втором этапе необходимо было обосновать наиболее эффективный

метод и принять принципиальные решения по формированию

технологической схемы УПН. Для чего в первую очередь был проведен

анализ накопленного в отрасли промыслового опыта и научно-технической

литературы, описывающей влияние основного из выявленных осложняющих

факторов на процесс подготовки нефти и, применяемые методы и принципы,

по нейтрализации такого фактора. В процессе разработки метода были

учтены технологические условия, соблюдение которых необходимо для

успешного осуществления деэмульсации нефти в условиях действия других,

менее значимых осложняющих факторов [66].

В процессе разработки метода была выявлена необходимость и

возможность разработки нового сепарационного оборудования, способного

наиболее эффективно решить сформулированные задачи. При этом

проектируемое оборудование должно было быть наиболее функциональным

и малогабаритным, расположится в пределах отведенной земли.

Выполненная научно-исследовательская и практическая работа

основана на опыте эксплуатации данного месторождения, многолетнем

научно-производственном опыте отечественных исследователей и ученых,

118

представленном в литературных источниках и в виде требований

руководящих отраслевых документов. При этом были использованы основы

блочно-комплектного метода строительства, унификации и типизации

технико-технологических решений, принципы применения «экспресс-

технологии» [26, 60]. Результаты этой работы изложены в настоящем

разделе.

4.2 Обоснование принципиальной схемы сбора и подготовки нефти

согласно рекомендациям РД 39-0148311-605-86

Обоснование принципиальной схемы сбора и подготовки нефти

выполнили согласно требованиям руководящего документа [51], в котором

разработаны унифицированные технологические схемы для комплексов

сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды. Разработанные схемы

универсальны и призваны обеспечить решение вопросов обустройства

нефтедобывающих районов с учетом размещения и разработки нефтяных

месторождений, их энергетических возможностей, физико-химических

свойств продукции скважин и прочих специфических условий, с целью

получения продукции требуемого качества при минимальных

эксплуатационных и капитальных затратах.

Согласно требований в нефтедобывающем районе следует

предусматривать, как правило, один центральный пункт сбора (ЦПС). ЦПС

предназначен для осуществления процессов сепарации нефти и газа,

обезвоживания и обессоливания нефти, стабилизации нефти с целью

обеспечения максимального выхода товарной нефти, сокращения ее потерь

при транспорте, очистки пластовых и других сточных вод и подачи их на

сооружения по поддержанию пластового давления, первичной подготовки

газов концевых ступеней к транспорту, а также для перекачки и учета

товарной нефти в общей системе сбора и подготовки нефти, газа и воды к

транспорту и использованию. Учитывая небольшую площадь участка

119

ведения опытно-промышленных работ (участка Красноленинского НГКМ) –

до 20 км2, соответственно незначительные расстояния от скважин до УПН,

отсутствие перепадов по рельефу местности, и незначительные объемы

добычи на стадии проведения опытно-промышленных работ по разработке

месторождения, согласно результатам ранее проведенных технико-

экономических расчетов в рамках проектирования обустройства

месторождения, было принято решение об осуществлении процессов

подготовки нефти на существующей УПН с соответствующей ее

модернизацией. Добываемая жидкость, согласно рекомендациям по выбору

вариантов унифицированных технологических схем [51] будет доставляться

на УПН по однотрубной напорной герметизированной системе сбора.

Обустройство нефтедобывающих районов необходимо рассматривать

как единый технологический комплекс сооружений, включающий в себя

объекты следующих технологических подкомплексов: промыслового сбора,

транспорта и учета продукции скважин; предварительного разделения

продукции скважин; подготовки нефти; подготовки сточных вод; приема и

учета нефти; подготовки газа.

Технологический комплекс обустройства рассматриваемого

нефтедобывающего района (участка Красноленинского НГКМ) включает

следующие сооружения:

- на месторождении – выкидные линии, замерные установки,

технологические нефтегазопроводы;

- на УПН – сепарационные блоки первой и последующих ступеней

сепарации нефти и предварительного обезвоживания, блоки нагрева, блоки

подготовки нефти, воды и газа, блоки налива и временного хранения нефти,

вспомогательные сооружения и инженерные коммуникации.

Указанные сооружения должны обеспечивать:

- требуемое качество товарной продукции;

120

- замер дебита нефти и газа по каждой скважине, измерение продукции

(нефть, газ, вода) в системе нефтегазосбора по предприятию в целом, учет

товарной продукции;

- надежность эксплуатации нефтегазопроводов и установок, полная их

герметизация;

- максимальное использование природных ресурсов;

- комплексную автоматизацию технологических процессов;

- промышленную безопасность и охрану окружающей среды.

В соответствие с требованиями руководящего документа наиболее

оптимальной для рассматриваемых условий является унифицированная

технологическая схема I, предусматривающая сбор и транспорт продукции

скважин на УПН без применения насосов за счет энергетических

возможностей продуктивных пластов месторождений и установок

механизированной добычи нефти.

Согласно требованиям РД, в зависимости от физико-химических

свойств продукции скважин и ее газосодержания в унифицированных схемах

следует применять:

- устьевые подогреватели продукции скважин;

- блоки дозирования реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов

коррозии;

- устройства предварительного отбора газа и воды;

- выносные газосепараторы (каплеуловители);

- устройства, интенсифицирующие процессы сепарации нефти и

подготовки воды;

- каплеобразователи;

- камеры запуска и приема очистных устройств;

- свечи для рассеивания газа, факелы для сжигания газа, в том числе с

постоянно горящими дежурными горелками.

121

Исходя из известных физико-химических свойств продукции скважин

нашего участка ОПР, а прежде всего – низкой обводненности, менее 15%,

очевидно, что в подкомплексе предварительного разделения продукции

скважин нет необходимости. Подготовка нефти, газа и воды осуществляется

на УПН.

Согласно рекомендациям по сочетанию процессов подготовки нефти

[51] для нефти плотностью до 830 кг/м3 в подкомплексе подготовки нефти

следует предусмотреть предварительное обезвоживание, обессоливание и

горячую сепарацию. Для интенсификации процесса обезвоживания и

расслоения устойчивой высоковязкой эмульсии в начале технологического

процесса перед сепаратором первой ступени подается реагент-деэмульгатор

(дополнительно реагент-деструктор). В процессах технологического

подкомплекса подготовки нефти, с учетом конкретных условий

рассматриваемого участка, следует применять технологическую схему I.

Подача продукции скважин через все технологические блоки УПН

осуществляется без применения насосов, за счет давления первой ступени

сепарации.

По технологическим процессам обезвоживания и обессоливания,

согласно РД, следует предусматривать обезвоживание нефти путем нагрева

ее в печах и отстоя под давлением в отстойных аппаратах. При этом при

подготовке слабоминерализованной продукции обессоливание нефти может

осуществляться в аппаратах глубокого обезвоживания без применения

пресной воды. В технологической схеме подготовки нефти должен

предусматриваться предварительный отбор газа в сепараторе перед

проведением процесса обезвоживания и обессоливания. Сепараторы, при

объемном содержании выделившегося газа более 0,5 м3/м3, должны быть

оборудованы устройствами предварительного отбора газа и выносными

газосепараторами (каплеуловителями). Данные требования фактически

учтены в разработанной технологической схеме реконструкции УПН.

122

Прием, учет и сдача нефти в магистральный нефтепровод

осуществляется на ПСП, территориально расположенном удаленно от

рассматриваемого участка месторождения. Нефть на первой стадии опытно-

промышленных работ доставляется на ПСП автотранспортом.

Сточные воды УПН предусматривается использовать в системе

поддержания пластового давления. В связи с малым объемом

предусматривается очистка всего объема пластовых сточных вод.

Предусматривается их очистка от нефтепродуктов и механических примесей.

На объектах очистки и перекачки сточных вод предусматривается прием

уловленной нефти в дренажные емкости и откачка ее на вход УПН.

Подготовленный на УПН газ предполагается использовать как для

собственных нужд (путевые подогреватели, ГПЭС), так и транспортировать

на ГПЗ. Для этих целей должна быть предусмотрена подготовка газа с целью

очистки его от капельной жидкости.

4.3 Обоснование наиболее эффективного метода подготовки нефти

В соответствие с решением о применении напорной однотрубной

схемы сбора нефти, газа и воды все процессы, связанные с выделением газа

из нефти, и последующей подготовки нефти, газа и воды возможно

сосредоточить в одном пункте – центральном пункте сбора и подготовки

нефти, газа и воды (УПН). Согласно рекомендаций РД [52] система

«скважина-сепаратор» рассмотрена как единый комплекс, в котором будет

осуществляется разделение нефти, газа и воды.

Основной задачей является разработка такого метода подготовки

нефти, на основе которого будет сформирована технологическая схема,

обеспечивающая требуемое качество подготовки нефти путем её дегазации и

обезвоживания – разрушения нефтяных эмульсий, стабилизированных

продуктами производства ГРП и кислотных обработок.

123

Решение задачи разрушения нефтяной эмульсии не может быть сведено

только к банальному поиску и подбору возможно более эффективного в

новых условиях деэмульгатора по следующим причинам:

1) в условиях существующей УПН уже применялись такие

эффективные деэмульгаторы как Дисолван, Флэк (массово применяется на

Красноленинском НГКМ), которые не смогли обеспечить качественную

подготовку в условиях поступления скважинной жидкости с продуктами

ГРП;

2) после разрушения бронирующих оболочек на каплях воды с

помощью деэмульгатора необходимо обеспечить условия для коалесценции

капель воды (с помощью соответствующей конструкции аппаратов), в

условиях существующей УПН такие условия не были обеспечены;

3) поскольку обводненность добываемой продукции была низка и

месторождение разрабатывалось на стадии опытно-промышленных работ,

подбор эффективного деэмульгатора, если бы такой нашелся, пришлось бы

неоднократно повторять по мере роста обводненности и изменения стадии

разработки;

4) существующая УПН была ограничена по производительности и не

соответствовала тактическим планам по увеличению добычи, причем с

увеличением количества операций ГРП;

5) существующая УПН не соответствовала требованиям действующих

нормативных документов;

6) до стадии проектирования реконструкции УПН был подобран

реагент-деструктор гелеобразующих смесей, способный эффективно

действовать как в условиях ПЗП, так и в системе подготовки нефти.

По мнению В.П. Тронова [61] вместо выбора деэмульгаторов из

множества наименований, пригодных для использования только на том или

ином конкретном объекте со всеми его технологическими особенностями,

необходимо разработать оптимальную технологическую схему подготовки

124

нефти, создать на этой основе эффективную дегидрирующую аппаратуру и

использовать деэмульгатор, соответствующий виду обрабатываемой нефти.

Обеспечить оптимизацию разрушения устойчивой водонефтяной

эмульсии в принципе возможно путем одновременного использования групп

технологически совместимых операций [61, 66]. Технология совмещения

операций включает достоинства всех известных способов подготовки нефти

и характеризуется, как обладающая следующими преимуществами:

- дифференцирование процесса подготовки на отдельные операции и

осуществление каждой из них при наиболее благоприятном

гидродинамическом режиме;

- выбор на основе критериев технологически совместимых операций,

совместимых друг с другом при сборе, транспортировании, деэмульсации

нефти, сепарации газа и очистке сточных вод и их одновременное

осуществление в одном и том же технологическом оборудовании,

применяемом на любой стадии разработки нефтяных месторождений;

- осуществление обезвоживания и обессоливания нефти в режиме,

обеспечивающем эффективную сепарацию газа, и получение

непосредственно на технологических аппаратах подготовки нефти сточной

воды, удовлетворяющей существующим требованиям;

- включение подготовки нефти в комплекс промысловых процессов в

качестве одной из последовательно осуществляемых операций, не выделяя ее

в автономный процесс, связанный со строительством и эксплуатацией

сложных дорогостоящих установок.

Для обеспечения эффективности подготовки нефти, а не ради

необоснованного применения всех возможных групп технологически

совместимых операций, необходимо выяснить, в каком участке или участках

технологической схемы сбора и подготовки нефти создаются условия для

образования устойчивой нефтяной эмульсии, стабилизированной продуктами

производства ГРП и кислотных обработок. Для чего выполним проверочный

125

расчет условий движения добываемой газожидкостной смеси по

нефтесборному трубопроводу [36] диаметром 159 мм (толщина стенки 6 мм).

Исходные данные для расчета, соответствующие объему и

характеристикам добываемой продукции на начальной стадии реализации

ГТМ (ГРП и кислотных обработок):

Qно – объемный расход дегазированной нефти, равный 0,002 м3/с;

Qв – объемный расход пластовой воды совместно с технической водой,

выносимой при выводе скважин на режим, равный 0,0009 м3/с;

Г – газовый фактор, равный 300 м3/м3;

Рнас – давление насыщения нефти газом, равное 5,5 МПа;

bн – объемный коэффициент нефти, равный 1,4;

ρно – плотность дегазированной нефти, равная 830 кг/м3;

µно– вязкость дегазированной нефти, равная 5 мПа*с;

σ – межфазное натяжение на границе нефть – вода, равное 0,039 Н/м;

σ – межфазное натяжение на границе нефть – газ, равное 0,025 Н/м;

ρв – плотность пластовой воды, равная 1009 кг/м3;

ρго – плотность газа при стандартных условиях, равная 1,164 кг/м3; 1ρΓ – плотность газа по воздуху, равная 0,9;

z – коэффициент сверхсжимаемости газа, равный 1 при Рср ≤ 0,6 МПа;

Рср – среднее давление перекачки (при подходе к УПН), равное 0,55

МПа;

Р0 – атмосферное давление, равное 0,098 МПа;

Тср – средняя температура перекачки, равная 5 °С или 278 °K;

Т0 – температура при нормальных условиях, равная 20 °С или 293 ° K;

D – внутренний диаметр трубопровода, м.

Фазовые отношения и состояние газонефтяной смеси устанавливаются

приближенно по коэффициенту растворимости (м3/м3*МПа) при давлении

насыщения Рнас: 300 54,55,5Р

НАС

ГkР

= = = . (4.1)

126

Количество газа, растворенного в 1 м3 нефти (м3/м3):

0( ) 54,5 (0,55 0,098) 24,6Р Р СРГ k P P= ⋅ − = ⋅ − = . (4.2)

Объемный расход нефти м3/с в условиях перекачки:

0,002 1,4 0,0028Н HO HQ Q b ′= = ⋅ = .

(4.3)

Объемный расход газа (м3/с) в условиях перекачки:

0

0

0,098 278 1( ) 0,002 (300 24,6) 0,0940,55 293

СРГ HO Р

СР

Р Т zQ Q Г ГР Т⋅ ⋅ ⋅ ⋅

= − ⋅ = ⋅ − ⋅ =⋅ ⋅

. (4.4)

Объемнорасходная доля воды в эмульсии: 0,0009 0,00890,098

ВВ

В Г Н

QQ Q Q

β = = =+ +

. (4.5)

Объемнорасходное газосодержание: 0,0940 0,96220,098

ГГ

В Г Н

QQ Q Q

β = = =+ +

. (4.6)

Объемнорасходная доля нефти в эмульсии: 0,0028 0,0290,098

НН

В Г Н

QQ Q Q

β = = =+ +

. (4.7)

Плотность дегазированной нефти (кг/м3) при средней температуре в

трубопроводе:

( 293) 830 0,89 (278 293) 843,3Н НО СРТρ ρ γ= − ⋅ − = − ⋅ − = . (4.8)

где γ – поправка на изменение плотности при изменении температуры на

1°K:

1,825 0,0011315 1,825 0,0011315 830 0,89ноγ ρ= − ⋅ = − ⋅ = . (4.9)

Плотность газа в условиях трубопровода (кг/м3):

0

0

1,164 0,55 293 6,9( ) 0,098 278 1

ГО СРГ

СР

Р ТР Т zρρ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅

= = =⋅ ⋅ ⋅ ⋅

. (4.10)

Динамическая вязкость газонасыщенной нефти (Па*с):

2 2lg[10 (0,5 0,0002 ) ]НО

НР Р НОГ Г

µµµ

= =+ + ⋅ ⋅ ⋅

2 2

0,005 0,005lg[10 (0,5 0,0002 24,6 ) 24,6 0,005 ]

= =+ + ⋅ ⋅ ⋅

. (4.11)

127

Средняя скорость движения смеси (м/с):

2

2

4 ( )( )

4 (0,0028 0,0009 0,094) 5,8(3,14 0,147 )

Н В ГQ Q QD

ωπ

⋅ + += =

⋅⋅ + +

= =⋅

(4.12)

Число Фруда смеси: 2 25,8 23,1

( ) (9,8 0,147)Fr

g Dω

= = =⋅ ⋅

. (4.13)

Критическое расходное содержание воды в эмульсии, при котором

происходит инверсия фаз:

69,051

51

=+

=+

=ВН

ВНВКР µµ

µµβ . (4.14)

Плотность смеси (кг/м3), рассчитываемая по расходному содержанию

фаз:

( ) ( ) ( )(1 ) (1 ) (1 )

843,3 1 0,0089 1 0,9622 1009 0,0089 1 0,9622 6,9 0,962238,6

н Ф Г в Ф Г Г Гβρ ρ β β ρ β β ρ β= ⋅ − ⋅ − + ⋅ ⋅ − + ⋅ =

= ⋅ − ⋅ − + ⋅ ⋅ − + ⋅ =

=

(4.15)

Истинное содержание дисперсной фазы (воды) в эмульсии при βГ ≥ 0,6:

(1,62 0,9 ) (1,62 0,9 0,9622) 0,0089 0,0067Ф Г Фϕ β β= − ⋅ ⋅ = − ⋅ ⋅ = . (4.16)

Плотность эмульсии, рассчитываемая по истинному содержанию

дисперсной фазы (кг/м3):

( ) ( )1 843,3 1 0,0067 1009 0,0067 844, 4Э С Ф Ф Фρ ρ ϕ ρ ϕ= ⋅ − + ⋅ = ⋅ − + ⋅ = .

(4.17)

Дополнительное напряжение сдвига:

0 0τ = , если βФ ≤ 0,524. (4.18)

Тогда параметр Ильюшина:

( )0 0Э

DИ τµ ω⋅

= =⋅

. (4.19)

Число Рейнольдса:

128

5,8 0,147 38,6Re 65480,0051

6

Э

Э

DИβω ρ

µ

⋅ ⋅ ⋅ ⋅= = =

⋅ +

. (4.20)

Число Кутателадзе смеси для газонасыщенной смеси:

4 4

5,8 38,6 21( ) 9,81 0,025 (38,6 1,164)сг Г

Кg

β

β

ω ρ

σ ρ ρ

⋅ ⋅= = =

⋅ ⋅ − ⋅ ⋅ −. (4.21)

Видим, что при движении по трубопроводу наблюдается развитая

турбулентность. При увеличении числа Кутателадзе выше значений 10 и

более, в совокупности с другими параметрами, начинает устанавливаться

диспергированная форма течения газожидкостного потока [36]. Для высокого

объемнорасходного газосодержания β > 0,95 характерно движение

газонефтяной смеси в виде аэрозоля (капли жидкости в потоке газа) [21].

Размер капель дисперсионной жидкой среды при этом обычно не превышает

10∙10-6 м.

В таком случае число Вебера для смеси: 2 2 638,6 5,8 10 10 0,5

0,025к

сг

dWe βρ ω

σ

−⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅= = = . (4.22)

Многочисленными исследованиями установлено, что при числах

Вебера менее 10 при движении в потоке газа не происходит дробления

капель жидкости (по некоторым источникам менее 1) [1, 4, 21, 23].

Результаты расчета свидетельствуют о том, что при движении

добываемой газожидкостной смеси от скважин по трубопроводу до УПН в

виде аэрозоля отсутствуют условия для упрочнения устойчивой эмульсии

[43].

Выходя из трубопровода и попадая в НГС-50, добываемая

газожидкостная смесь теряет в нем до 95% газа. Эмульсия пребывает в НГС-

50 время τ, порядка 144 минут, согласно:

50 0,5 14460 60 0,0029

с

l

V kQ

τ ⋅ ⋅= = =

⋅ ⋅, (4.23)

129

где Vс – объем НГС-50, м3; Ql – объемный расход жидкости, м3/с; k –

коэффициент заполнения объема аппарата жидкостью, принимаемый равным

0,5 (0,4-0,6).

Далее дегазированная эмульсия перемещается в емкости-отстойники и

находится там на подготовке время порядка 12 часов. Таким образом, здесь

распределённые по объему стабилизаторы эмульсии обеспечивают старение

эмульсии и её устойчивость. А вводимый в емкости-отстойники

деэмульгатор не может повлиять на подобные стабилизаторы.

В соответствии с рекомендациями [52] перед УПН необходимо

предусмотреть успокоительный коллектор – прямолинейный горизонтальный

участок трубопровода большего диаметра без местных сопротивлений. Такой

участок особенно необходим в условиях движения газожидкостной смеси в

виде аэрозоля для снижения скорости и подготовки ее к расслоению. В

соответствии с рекомендациями, а также учитывая источники [61, 66], длину

участка успокоительного коллектора принимаем равной 200 м, а его диаметр

при общем расходе жидкости до 1000 м3/сут – равным 0,25 м.

Включая успокоительный коллектор в состав разрабатываемой

технологической схемы подготовки нефти УПН обеспечим условия

разрушения нефтяной эмульсии, применяя одну из групп совместимых

операций: разрушение эмульсий под воздействием ПАВ, турбулентных

пульсаций и неравномерных скоростных напоров.

Соответственно реагент-деэмульгатор, а также реагент-деструктор

стабилизаторов эмульсии после ГРП, будем вводить перед УПН в «голове»

успокоительного коллектора. При этом химические реагенты равномерно

распределяются по потоку за счет турбулентного смешения и газовой

дисперсионной среды.

Выполним, подобный приведенному выше, расчет условий движения

добываемой газожидкостной смеси по существующему нефтесборному

трубопроводу диаметром 159 мм (толщина стенки 6 мм) с планируемым

130

успокоительным коллектором диаметром 245 мм (толщина стенки 8 мм) для

состояния выхода добычи на плановый максимум по жидкости и при

одновременном освоении двух скважин после ГРП:

Qно – объемный расход дегазированной нефти, равный 0,0058 м3/с;

Qв – объемный расход пластовой воды совместно с остатком

технической воды, содержащей нераспавшийся гель и выносимой из пласта

при выводе скважин на режим, равный 0,0023 м3/с.

Тогда средняя скорость движения смеси по нефтесборному

трубопроводу диаметром 159 мм равна 16,5 м/с и число Рейнольдса – 18482.

Условия движения добываемой газожидкостной смеси по успокоительному

коллектору диаметром 245 мм: скорость движения смеси равна 6,8 м/с, число

Рейнольдса – 11864, Кутателадзе – 24, Вебера – 0,7. Согласно результату

расчета, при переходе от существующего нефтесборного трубопровода

действительно происходит существенное снижение динамики потока. В тоже

время режим движения смеси в успокоительном коллекторе подобен режиму

при начальных меньших объемах добычи.

Поскольку расчетно-аналитическим путем выяснено, что основной

процесс стабилизации и старения эмульсии происходит непосредственно на

«ДНУ» [43], то в разрабатываемом методе необходимо предусмотреть меры,

препятствующие старению. Здесь же необходимо учесть вывод из

проведенного анализа (раздел 2.4) о том, что технологические схемы

подготовки нефти, основанные на применении метода статического отстоя,

не являются эффективными в рассматриваемых условиях. Отсюда следует,

что подготовка нефти должна осуществляться в динамическом режиме. В.П.

Троновым [61] показано, что при разрушении нефтяной эмульсии в динамике

остаточное содержание воды в нефти оказывается намного ниже, чем в

статике (при отстое в аппарате или резервуаре). Определяющее значение для

разрушения эмульсии здесь может иметь гидродинамический фактор. По

результатам исследований [49] было установлено, что в условиях

131

движущегося газонасыщенного потока нефтяной эмульсии процессы

стабилизации нефтяных эмульсий не могут быть окончательно завершены.

Напротив, в процессе нахождения разгазированной эмульсионной нефти в

сырьевых резервуарах создаются наиболее благоприятные условия для

завершения адсорбционных процессов, то есть ее старения во времени.

Для подготовки нефти в динамическом режиме дополнительно к

первой применим вторую группу совместимых операций. Вторая группа

технологически совместимых операций обеспечивает:

- разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды в

процессе интенсивного разгазирования, осуществление массообменных

процессов по распределению ПАВ в каплях, и отбор газа от частично

обезвоженной нефти;

- вытеснение глобул пластовой воды в нижний слой под действием

энергии расширяющего газа и сброс выделившейся воды.

При разработке метода учтено, что при течении газожидкостной смеси

в виде аэрозоля для обеспечения условий разделения эмульсии в сепараторе

нужно предварительно отделить основную часть газа от жидкости [21, 39,

52]. Т.е. необходимо чтобы аэрозоль прекратил существование и

образовалась жидкость (эмульсия), где остатки газа будут в виде дисперсной

фазы. Резкое разделение газа, жидкости и твердой фазы будет способствовать

интенсификации процесса деэмульсации [22]. Эта задача может быть решена

с использованием центробежной силы. Высаженные центробежной силой из

смеси капли эмульсии без дополнительного дробления укрупняются и

сбрасываются в сепаратор в виде неустойчивой эмульсии. Для

осуществления такого решения необходимо разработать специальное

оборудование первой ступени сепарации.

Физический процесс, происходящий в циклоне, описывается

следующим образом. В первую очередь интенсивно отделяется свободный

газ, обеспечивая переход от аэрозоля к эмульсии. Затем в центробежном

132

поле, несмотря не его быстротечность, из пристеночного вращающегося слоя

смеси частично в область разряжения выделяется окклюдированный газ.

Вода, находящаяся в нефти в эмульгированном состоянии, также начинает

движение к стенке циклона, способствуя разрушению эмульсии. Частицы

твердых углеводородов и механических примесей, имеющие большую

плотность в смеси, стремятся к периферии и переходят в водную фазу, в том

числе удаляясь с границы раздела фаз и разрушая структуру эмульсии.

Оставшийся после интенсивного разгазирования за счет центробежной

силы газ, продолжая выделятся уже из неустойчивой эмульсии, будет

способствовать ее разделению на нефть и воду. С точки зрения влияния

действующих факторов на сепарацию, учтен уставленный факт того, что при

содержании воды в добываемой скважинной жидкости до 40% присутствие

диспергированной воды не оказывает существенного влияния на процесс

выделения газа [22, 48].

Оборудование подготовки разместим по пути движения нефтяной

эмульсии, что позволит наилучшим образом совместить процессы сепарации

и деэмульсации при оптимальной температуре в динамике.

Отвод выделившихся из газожидкостного потока газа и воды будем

осуществлять во всех элементах технологической схемы, что позволит

снижать нагрузку на сепараторы последующих ступеней, нагревательные

печи, повысить их эксплуатационную надежность [52].

Для устранения искусственно созданных в результате выполнения

ГТМ аномальных структурных свойств газожидкостной смеси в

разработанной технологической схеме УПН согласно [52, 61] применен

путевой подогрев. Положительное влияние температуры на эффективность

разрушения эмульсии выражается в следующем:

- уменьшается вязкость нефти, увеличивается разница в плотностях

воды и нефти и, в результате, ускоряется процесс осаждения капель воды;

- повышается эффективность действия химических реагентов;

133

- ослабляются бронирующие оболочки путем частичного растворения

асфальтенов, смол и парафинов [49], ослабления межмолекулярных связей

между ними; путем растяжения при тепловом расширении капель воды;

- создаются лучшие условия для сближения и коалесценции капель.

Обеспечивается выполнение требования, ограничивающего такое

совмещение, которое заключается в соответствии температуры сепарации

нефти температуре оптимального снижения прочности свойств

бронирующих оболочек на каплях пластовой воды и вязкости нефти,

применяемой для разделения эмульсии на нефть и воду, то есть должно

соблюдаться неравенство:

Т1 > Т2 > Т3 , (4.24)

где Т1 – температура сепарации, °C; Т2 – температура оптимально-

минимальной прочности бронирующих оболочек, °C; Т3 – оптимально-

минимальная температура вязкости нефти, °C.

Нагрев нефти до 45 °C в присутствии реагента и при продолжительном

движении по трубопроводам вследствие гидродинамических эффектов

позволяет разрушить бронирующие оболочки на каплях пластовой воды.

Сброс воды можно осуществлять как из нефтегазовых сепараторов со

сбросом воды, так и при пониженной температуре (25-30 °C) в КСУ, в том

числе и из РВС. Значение Т3, находящееся в указанном выше диапазоне

температур, позволяет осуществлять этот процесс с высокой степенью

эффективности. Снижение температуры жидкости до температуры отделения

воды от нефти осуществляется за счет отдачи тепла в окружающую среду

при движении нефти по трубопроводу от узла сепарации до РВС. Нагрев

нефти на головном участке движения эмульсии по технологической схеме

при обработке стойких эмульсий более эффективен, чем нагрев эмульсии при

отстое [64].

Совмещение процессов сепарации газа с глубоким обезвоживанием

нефти позволило одновременно получать из технологического цикла

134

очищенную пластовую воду, пригодную для закачки в продуктивный пласт

[35, 56] с целью ППД. Совмещение операций по разгазированию нефти с ее

горячей сепарацией и деэмульсацией в гидрофильной среде сопровождается

автоматической очисткой дренажных вод за счет эффектов флотации и

гидростатического разделения.

В соответствии с рекомендациями РД [52] с учетом возникающих

осложнений в процессе подготовки нефти, заключающихся в образовании

агрегативно-устойчивой эмульсии в процессе освоения скважин после ГРП и

кислотных обработок, сопровождающихся выносом жидкости разрыва

(воды) из скважин с последующим поступлением на УПН, был выполнен

расчет объема сепаратора нефтегазового со сбросом воды.

Объем сепаратора V (м3) рассчитывается с учетом нагрузки с жидкости

и времени пребывания по формуле:

kQaV l τ= , (4.25)

где a = 1,5 – коэффициент, учитывающий образование агрегативно-

устойчивой эмульсии в процессе освоения скважин после ГРП и кислотных

обработок, сопровождающихся выносом жидкости разрыва (воды); Ql –

объемный расход жидкости, м3/мин; τ – время пребывания (принято равным

15 мин по причине возможного пенообразования), мин; k – коэффициент

заполнения объема аппарата жидкостью, принимаемый равным 0,5 (0,4-0,6).

Таким образом, минимальный объем сепаратора должен быть не менее,

м3 (формула 4.25):

225,0

1549,05,1≈

⋅⋅=V .

Объем сепарационных емкостей стандартного использования,

включенных в технологическую схему, был принят равным 25 м3. Параметры

входной циклонной насадки подбираются на пропускную способность с

учетом создаваемого местного сопротивления (менее 0,1 МПа).

135

Таким образом разработан метод подготовки нефти, заключающийся в

совмещении определенных групп технологических операций с

особенностями режима течения газожидкостной смеси по нефтесборному

трубопроводу при высоком объемно-расходном газосодержании β>0,95 в

виде аэрозоля. Метод отличается от известных тем, что на вход УПН

подается аэрозоль, а не жидкость. Переход от аэрозоля к эмульсии

обеспечивается интенсивным разгазированием с использованием

центробежной силы, и далее, в динамическом режиме создаются

благоприятные условия для разрушения эмульсии до упрочнения

стабилизаторами. Одновременно, за счет применения совмещенных

технологических операций и разработанного эффективного оборудования

решена дополнительная задача размещения оборудования на минимальной

площади в границах действующего земельного отвода. На основе метода

сформирована технологическая схема подготовки, которая обеспечит

требуемое качество подготовки нефти путем разрушения нефтяных

эмульсий, стабилизированных продуктами производства ГРП и кислотных

обработок.

Из проведенных анализа и расчетов следует важная рекомендация по

внесению изменения в положения РД [52]. В пункт 2.5, устанавливающий

разделение нефти на группы в зависимости от ее физико-химических

свойств, рекомендуется изложить следующим образом. Деление нефти на

группы рекомендуется выполнять не от абсолютного значения

газосодержания, а от объемнорасходного газосодержания, определяющего

различные режимы движения газожидкостной смеси:

1) 0 < β < 0,65-0,75 – газ в жидкости (пузырьковый или снарядный

режимы течения);

2) 0,65-0,75 < β ≤ 0,90-0,95 – газ над жидкостью (расслоенный режим

течения);

3) β > 0,95 – жидкость в газе (в виде аэрозоля).

136

4.4 Описание технологической схемы

Схема технологическая принципиальная, разработанная для

реконструируемой УПН, приведена на рисунке 4.1. Газожидкостная смесь с

кустов скважин с температурой 5 °С и давлением 0,4-0,7 МПа поступает на

узел дополнительных работ (УДР) находящийся перед первой ступенью

сепарацией на входе УПН. Для местного контроля температуры на входе

УПН предусматриваются термометры биметаллические показывающие

марки ТБ-2. Для местного контроля давления на входе УПН

предусматриваются манометры технические показывающие марки МП4-У.

На УДР в трубопровод газожидкостной смеси подается химический реагент-

деэмульгатор Флэк Д-17 (или аналог) в концентрации 25-35 мг/л, а также

реагент-деструктор гелеобразных смесей (при необходимости).

Добываемая скважинная жидкость со скважин поступает по сборному

коллектору 1 в трехфазный сепаратор нефтегазовый со сбросом воды С-1/1

первой ступени объемом 25 м³, где газ отделяется от нефти при давлениях

около 0,55-0,60 МПа. На верху сепаратора размещен газоотводящий колпак

(циклонного типа) и к нему присоединен трубопровод отвода газа, который

соединен с трубопроводом отвода газа из сепаратора С-1/1.

Отделившийся на первой ступени газ по линии 9-10-12 под давлением

0,40-0,55 МПа направляется в сепаратор газовый струнный ГС-1/1. При

подготовке легкой нефти после нагрева в печах обычно выделяется

значительное количество газа, что сокращает производительность

аппаратуры, а в некоторых случаях может полностью нарушить процесс

подготовки. Для этого первым в технологической цепочке подготовки нефти

установлен сепаратор С-1/1 с газоотводящим колпаком, в котором перед

нагревательной секцией выделяется 77-80% газа из поступающей продукции.

Данное решение позволяет обеспечить стабильность сепарации в области

средних значений газосодержания, готовность к возможным повышениям

137

Рисунок 4.1 – Схема технологическая принципиальная УПН

138

газосодержания в продукции выше среднего и исключить сопутствующие

потери нефти, уносимой потоком газа [52]. Одновременно в сепараторе С-1/1

происходит частичный сброс попутной воды – до 35%.

Для местного контроля температуры предусматриваются термометры

биметаллические показывающие марки ТБ-2, давления – манометры

технические показывающие марки МП4-У. Для дистанционного измерения

температуры предусматривается термопреобразователь сопротивления с

унифицированным выходным сигналом, давления – датчик давления Метран-

150. Для дистанционного измерения межфазных уровней в сепараторе С-1/1

предусматривается датчик уровня. Для дистанционного измерения уровня

жидкости предусматривается датчик уровня ультразвуковой. Для

сигнализации межфазного уровня жидкости в сепараторе С-1/1

предусматривается сигнализатор уровня. Для сигнализации уровня жидкости

предусматривается ультразвуковой сигнализатор.

Нефтяная эмульсия, частично дегазированная и обезвоженная, из

сепаратора С-1/1 по трубопроводу 2-3 под давлением 0,50-0,55 МПа подается

в подогреватель нефти с промежуточным теплоносителем П-1/1 (ПП-0,63 А),

где нагревается до 45 °C. топливом для подогрева эмульсии является

отделенный и подготовленный попутный нефтяной газ (линия 14). Для

местного контроля температуры на трубопроводах входа и выхода П-1/1

предусматриваются термометры биметаллические показывающие ТБП160,

давления – манометры технические показывающие марки МП4-У. Для

дистанционного измерения температуры на трубопроводах входа и выхода

П-1/1,2 предусматривается термопреобразователь сопротивления с

унифицированным выходным сигналом, давления – датчик давления Метран-

150.

Выбор в пользу отдельного путевого подогревателя нефти против

совмещенного подогревателя-деэмульсатора обусловлен следующими

причинами:

139

- более высокой производительностью, в том числе в условиях

интенсивного оседания механических примесей внутри аппаратов;

- меньшими размерами и металлоемкостью аппарата с учетом

транспортных возможностей;

- возможностью раздельного обслуживания и ремонта, при этом

выводимый в ремонт подогреватель П-1/1, заменяется на резервный П-1/2.

Подогретая нефтяная эмульсия после подогревателя по трубопроводу 4

под давлением 0,4-0,5 МПа подается в сепаратор нефтегазовый со сбросом

воды С-1/2, аналогичный по конструкции сепаратору С-1/1 (но без

газоотводящего колпака). В сепараторе С-1/2 выделяется 10-12% газа и до

65% попутной воды, до остаточной обводненности нефти 0,5%.

Отделившийся на второй ступени газ по линии 11-12 под давлением 0,4 МПа

направляется в сепаратор газовый струнный ГС-1. В сепараторе С-1/2 также

предусмотрен улов механических примесей и проппанта с последующей

очисткой. Для местного контроля температуры предусматриваются

термометры биметаллические показывающие марки ТБ-2, давления –

манометры технические показывающие марки МП4-У. Для дистанционного

измерения температуры предусматривается термопреобразователь

сопротивления с унифицированным выходным сигналом, давления – датчик

давления Метран-150, взрывозащищенного исполнения. Для дистанционного

измерения уровня жидкости в сепараторе С-1/2 предусматривается

ультразвуковой датчик уровня. Для сигнализации уровня жидкости

предусматривается ультразвуковой сигнализатор.

Обезвоженная нефть из сепаратора С-2/1 с температурой 45 °С

направляется по трубопроводу 5 под давлением 0,12 МПа на КСУ

(V = 12,5 м³), где при давлении 0,005 МПа происходит отделение остаточного

газа и обеспечивается необходимое давление насыщенных паров нефти. Для

местного контроля температуры предусматриваются термометры

биметаллические показывающие марки ТБ-2, для местного контроля

140

давления – манометры технические показывающие марки МП4-У. Для

дистанционного измерения температуры предусматривается

термопреобразователь сопротивления с унифицированным выходным

сигналом, для дистанционного измерения давления – датчик давления

Метран-150. Для дистанционного измерения уровня жидкости в КСУ

предусматривается ультразвуковой датчик уровня. Для сигнализации уровня

жидкости предусматривается ультразвуковой сигнализатор.

После КСУ товарная нефть направляется на автоматизированные

стояки налива нефти АСН-1,2 (АСН-12ВГ модуль Ду100) с системой

измерения количества нефти (в перспективе на насосный блок для перекачки

на ПСП).

Пластовая вода отбирается из аппаратов С-1/1 и С-2/1 и поступает в

буферные емкости пластовой воды БЕ-1,2 (V = 50 м³) и далее подпорными

насосами Н-1,2,3 откачивается в систему поддержания пластового давления

на куст №Х7. Для местного контроля температуры в БЕ-1,2

предусматриваются термометры биметаллические показывающие марки

ТБ 2, для местного контроля давления в БЕ-1,2 – манометры технические

показывающие марки МП4-У. Для дистанционного измерения температуры в

БЕ-1,2 предусматривается термопреобразователь сопротивления с

унифицированным выходным сигналом, для дистанционного измерения

давления в БЕ-1,2 – датчик давления Метран-150. Для дистанционного

измерения уровня жидкости предусматривается ультразвуковой датчик

уровня. Для сигнализации уровня жидкости предусматривается

ультразвуковой сигнализатор.

Для подготовки газа в технологической схеме предусмотрены

сепараторы газовые струнные ГС-1 и ГС-2, с возможностью сброса

конденсата и остаточной воды на дренажные емкости и подачи в

технологические аппараты. Попутный газ, выделившийся в С-1/1 и С-2/1,

направляется в газовый сепаратор ГС 1 (V = 4 м³) для отделения капельной

141

жидкости, унесенной вместе с газом. Для местного контроля температуры

предусматриваются термометры биметаллические показывающие марки ТБ-

2, для местного контроля давления – манометры технические показывающие

марки МП4-У. Для дистанционного измерения температуры

предусматривается термопреобразователь сопротивления с

унифицированным выходным сигналом, для дистанционного измерения

давления – датчик давления Метран-150. Для сигнализации уровня жидкости

предусматривается ультразвуковой сигнализатор.

После очистки в ГС-1 газ поступает в блок измерительно-

регулирующий (БИР). В блоке БИР расположена запорная и регулирующая

арматура, а также расходомеры учета газа. Для дистанционного измерения

температуры газа предусматривается термопреобразователь сопротивления с

унифицированным выходным сигналом, для дистанционного измерения

давления газа – датчик давления Метран-150. Для измерения расхода газа

предусматривается расходомер вихревой газа взрывозащищенный ДРГ-М, а

также расходомер вихревой газа взрывозащищенный Ротаметр Н-250.

В блоке БИР газ распределяется на следующие потоки:

- газ на факел высокого давления;

- газ в блок редуцирования газа;

- газ на горелки путевых обогревателей;

- газ на газосепаратор ГС-2;

- газ на продувку линии газа низкого давления;

- газ на продувку линии газа высокого давления;

- газ на ГПЗ (перспектива).

Факельная система включает в себя совмещенную факельную

установку высокого и низкого давления ФСУ (Ду 200 мм/150 мм, Н = 25 м),

трубные газовые расширители ТГР-1 (с характеристиками Ду 500 мм/

300 мм/6 мм) и ТГР-2 (с характеристиками Ду 400 мм/150 мм/6 мм),

подземные емкости для сбора конденсата ЕК-1,2 (V = 8 м³). ТГР 1,2

142

предназначены для отделения капельной жидкости от газа. На ФСУ

предусматривается автоматический розжиг и контроль пламени дежурных

горелок.

Газ из газосепаратора ГС-2 после отделения капельной жидкости,

подается на установку ГПЭС для выработки электроэнергии на собственные

нужды. Конденсат из сепаратора ГС-2 отводится в емкость сбора конденсата

ЕК-3 (V = 8 м³), из которой откачивается погружным насосом на вход

сепаратора С-1/1. Для местного контроля температуры в ГС-2

предусматриваются термометры биметаллические показывающие марки ТБ-

2, для местного контроля давления в ГС-2 – манометры технические

показывающие марки МП4-У. Для дистанционного измерения температуры в

ГС-2 предусматривается термопреобразователь сопротивления с

унифицированным выходным сигналом, для дистанционного измерения

давления – датчик давления Метран-150. Для дистанционного измерения

уровня жидкости предусматривается ультразвуковой датчик уровня. Для

сигнализации уровня жидкости предусматривается ультразвуковой

сигнализатор.

Дренаж технологических аппаратов осуществляется в дренажную

емкость ЕД-1 (V = 63 м³). Для аварийного сброса жидкости из подогревателей

нефти предусмотрена аварийная емкость ЕА-1 (V = 16 м³). Для дренажа с

автоматических стояков налива АСН-1,2 и утечек с насосов Н-1,2,3

предусмотрена дренажная емкость ЕД-3 (V = 25 м³). Для дренажа с буферных

емкостей БЕ-1,2 предусмотрена дренажная емкость ЕД-4 (V = 25 м³). Все

дренажные ёмкости и насосы также оборудованы средствами контроля,

автоматизации и сигнализации.

Предусмотрена возможность временного хранения нефти в РВС.

Дренаж резервуара РВС-1 осуществляется в дренажную емкость ЕД-2

(V = 63 м³). Для дистанционного измерения уровня жидкости в резервуаре

РВС-1 предусматривается ультразвуковой датчик уровня. Для сигнализации

143

уровня жидкости в РВС-1 предусматривается ультразвуковой сигнализатор.

Откачка жидкости из дренажных емкостей осуществляется в

технологический процесс на вход сепаратора С-1/1 погружными насосами.

Регулирующие клапаны и измерительные устройства, используемые в

составе технологических линий, теплоизолируются и обогреваются, контроль

и управление технологическим процессом полностью автоматизированы и

осуществляются с рабочего места оператора-технолога из операторной.

Для измерения количества сырой нефти, извлекаемой из недр,

используется сепарационный метод с отстоем воды. Для измерения расхода

нефти предусматривается турбинный счетчик нефти взрывозащищенный

ТПР PTF-050. Счетчик установлен на линии нефти после сепаратора С-2/1.

Учет воды осуществляется с помощью узла учета воды,

установленного в насосной подтоварной воды. Для измерения расхода воды

предусмотрен турбинный счетчик воды взрывозащищенный ТПР PTF-050.

Все измерения выполняются с помощью автоматизированных

измерительных устройств. Уровень автоматизации, при котором

обеспечивается работа приборов, обеспечивающих измерения количества

сырой нефти в автоматическом режиме без постоянного присутствия

обслуживающего персонала, либо с периодическим присутствием персонала

в период обслуживания средств измерения.

Для узла учета газа предусмотрен уровень автоматизации, при котором

обеспечивается работа приборов, обеспечивающих вычисление массового

расхода попутного газа, приведенного к нормальным условиям, в

автоматическом режиме без постоянного присутствия обслуживающего

персонала, либо с периодическим присутствием персонала в период

обслуживания средств измерения. Принятая в проекте степень автоматизации

обеспечивается наличием необходимых средств дистанционного контроля.

144

4.5 Разработка нового оборудования и результаты опытной

эксплуатации

Специально для сформулированного и обоснованного метода

подготовки нефти разработано новое высокоэффективное оборудование –

трехфазный сепаратор нефтегазовый со сбросом воды (сепарационная

установка), представленный на рисунке 4.2. Необходимые технологические

решения, примененные в установке, защищены патентом [27].

В разработанной сепарационной установке (С-1/1 на технологической

схеме, рис. 4.1) обеспечивается нижеследующее.

1) Происходит разрушение устойчивой эмульсии за счет резкого

выделения газа в газоотводящем колпаке с встречным двусторонним входом

центробежного типа, высаженные из смеси капли без дополнительного

дробления сбрасываются в секцию предварительного разделения сепаратора,

где происходит разрушение эмульсии при интенсивном разгазировании

нефти. Разделение эмульсии и коалесценция капель происходят при

прохождении через специальные перегородку из просечно-вытяжного листа

и фильтр кассетного типа. Вода сбрасывается через т-образный

перфорированный патрубок отвода воды в конце секции расслоения перед

переливной перегородкой для нефти.

2) Из смеси эффективно удаляется свободный газ при высоком

газосодержании за счет газоотводящего колпака, соединенного с

трубопроводом отвода газа, выносного каплеуловителя и расположенного

далее по схеме вертикального газового сепаратора.

3) Сбор механических примесей и проппанта происходит в

специальном размывном пескоуловителе и далее, за счет перегородки для

сбора механических примесей и проппанта, расположенной на расстоянии

2/3 длины сепаратора. Размещение перегородки на расстоянии 2/3 длины

сепаратора обеспечивает наибольшее скопление механических примесей и

проппанта и удержание от их дальнейшего перемещения по технологической

145

Рисунок 4.2 – Сепаратор С1

146

схеме подготовки. Кроме этого по нижней образующей сепаратора

размещена перфорированная труба с патрубками подачи воды для размыва

механических примесей и проппанта.

Таким образом, сепарационная установка реализует принципы

разработанного метода подготовки нефти.

Отличительными особенностями сепарационной установки от иных

сепарационных установок являются:

- газоотводящий колпак, соединенный с трубопроводом отвода газа и

выносным каплеуловителем;

- вставное оборудование для эффективного разделения эмульсии

(специальные перегородка из просечно-вытяжного листа и фильтр

кассетного типа);

- оборудование очистки от механических примесей и проппанта.

В 2010 г. была осуществлена реконструкция УПН для обособленных

ЛУ Красноленинского НГКМ (приложение 2). В технологической схеме

были использованы общеизвестные технологические инструменты для

обеспечения качественной подготовки нефти и газа, такие как установка

блока дозирования реагента, путевых подогревателей, концевой

сепарационной установки, резервуара временного содержания и факельной

совмещенной установки [52]. Исходя из особенностей эксплуатации

месторождения в условиях масштабного применения метода ГРП и

образования стойких нефтяных эмульсий был проведен анализ

существующих рекомендаций в области подготовки нефти и газа, изучение

научно-технической литературы и журналов, выполнены расчеты и анализ

технологии и режима по действующей «ДНУ», что позволило разработать

метод подготовки, обладающий преимуществами над распространенной

статической схемой подготовки нефти и газа (с использованием резервуаров

отстойников).

147

Фактическая производительность разработанной технологической

схемы УПН по подготовке нефти, на сегодня равна 684 т/сут при проектной –

577 т/сут из входящей газожидкостной смеси равной 1100 м3/сут при

проектной – 701 м3/сут (таблица 4.1) [15].

Трехфазный сепаратор нефтегазовый со сбросом воды (СВ),

разработанный и включенный в состав УПН, применен в составе мобильной

установки подготовки нефти (МУПН) одного из месторождений Восточной

Сибири (рисунок 4.5). Нефтегазоконденсатное месторождение входит в

состав Юрубчено-Тохомской зоны, в пределах которой нефтегазоносность

связана с рифейскими карбонатными отложениями. Нефти месторождения

относятся к маловязким (3,7-4,2 мПа∙с), малосернистым (1,84-3,17%),

малопарафинистым (0,37-1,77%). Плотность нефти в пределах 816-819 кг/м3.

Обводненность в рассматриваемом периоде – от 26% до 50%. Плотность

высокоминерализованной попутно-добываемой пластовой воды – 1185-1190

кг/м3, pH = 6. Газовый фактор в среднем 100 м3/т. Газожидкостная смесь

приходит на МУПН с температурой от 0 до +5 °C.

В 2017 г. были выполнены исследования фактического режима работы

МУПН и лабораторные исследования по разрушению естественных

водонефтяных эмульсий различными реагентами-деэмульгаторами.

Сбор продукции скважин ведется по однотрубной системе сбора. На

МУПН поступает водонефтяная эмульсия, обработанная деэмульгатором

Денафтен-4100 с удельным расходом 34 г/т нефти. Жидкость проходит через

УПОГ, где происходит частичный отбор газа и направляется на первую

ступень сепарации со сбросом воды (V = 25 м3), где происходит

дополнительный отбор газа и сброс основной массы попутно-добываемой

пластовой воды.

148

Таблица 4.1 – Данные по подготовке и сдаче нефти по УПН по годам

Подготовка нефти 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Проектная производи-тельность

тыс.т. в год 50,7 121,1 181,7 196,6 172,3 194,9 205,8 226,0 143,9 -

среднесут. по нефти, т/сут 139 332 498 539 472 534 564 619 395 577

обводненность, % 10 - 25 - - - - 25 - -

среднесут. по жидкости с учетом обводненности, м3/сут 180 - 800 - - - - 995 - 701

Примечание: «-» - информация не приведена.

149

Рисунок 4.3 – Сепаратор нефтегазовый со сбросом воды в составе МУПН

После сброса воды водонефтяная эмульсия с содержанием остаточной

воды 2-4% направляется на печи. Перед печами дозируется деэмульгатор

Денафтен 4100 с удельным расходом 86 г/т нефти и пресная вода в объем до

1%. Подогретая до 46 °С нефть 4 поступает на вторую ступень сепарации С-

1/1,2 (каждый V = 25 м3), где происходит сепарация газа и сброс воды. После

С-1, жидкость направляется на ступени глубокого обезвоживания и

обессоливания ЭДГ-1/1,2 (каждый V = 25 м3). Перед ЭДГ-1/1 на СМ подается

промывная вода в количестве 1-5%. Перед ЭДГ-1/2 промывная вода подается

также в количестве 1-5%. После двух ступеней глубокого обезвоживания и

обессоливания нефть направляется на КСУ и далее в товарные резервуары

РВС.

Исследование выявило, что подготовка нефти на МУПН осложнена

следующими факторами:

1. Превышение объема, поступающей на МУПН жидкости, составляет

до 30-35%. В настоящее время на МУПН поступает жидкость в объеме 2000-

2200 м3/сут, нефти – 900-1000 т/сут. Проектная мощность установки по

жидкости – 1600 м3/сут, в том числе нефти – до 1000 м3/сут.

2. Не обоснованы объемы промывной воды, подаваемой на

обессоливание, для каждой точки ввода.

3. Наблюдается периодическое поступление на подготовку МУПН

жидкости после обработки ПЗП (кислотные обработки, ГРП и т.д.).

4. Продукция скважин поступает на МУПН не равномерно –

«пробками» (газ – вода – нефть). Данный факт обусловлен перепадами высот

от 400 до 600 м по трассе трубопровода и низкой скорости ГЖС (до 2 м/с).

5. Деэмульгирующая способность применяемого реагента Денафтен-

4100, недостаточно эффективна (низкая скорость разрушения водонефтяной

эмульсии, промежуточный слой, рыхлая граница раздела фаз).

Как показало исследование, осложняющие факторы, такие как

превышение проектного объема поступающей на подготовку газожидкостной

151

смеси, периодическое поступление на подготовку жидкостей после

обработки ПЗП, низкая деэмульгирующая способность применяемого

реагента, оказались подобны осложняющим факторам, выявленным при

подготовке нефти и газа ЛУ Красноленинского НГКМ. Несмотря на наличие

таких факторов дополнительно в условиях высокой минерализации

пластовой воды разработанный трехфазный сепаратор нефтегазовый со

сбросом воды показал высокую эффективность и позволил обеспечить после

себя содержание остаточной воды в водонефтяной эмульсии в среднем

равное 3%.

По результатам проведенных лабораторных исследований по

разрушению естественных водонефтяных эмульсий были выданы

рекомендации, реализация которых в дальнейшем позволит довести

максимальный сброс воды на аппаратах со сбросом воды и С-1/1,2 до

содержания остаточной воды на выходе из них не более 1%.

В совокупности применение разработанного метода подготовки нефти

позволило обеспечить качественное разделение нефти, газа и воды,

бесперебойную и своевременную подготовку и сдачу товарной продукции

для месторождения с осложняющими факторами, возникшими в результате

массового производства ГРП и кислотных обработок.

На основании выполненного обоснования и реализации эффективного

метода подготовки нефти, сформулирован третий пункт научной новизны:

установлено, что при интенсивном разгазировании с отделением не менее

75% попутного нефтяного газа в сепарационной установке, оборудованной

на входе центробежной насадкой, при давлении 0,55-0,60 МПа и естествен-

ной температуре потока газожидкостной смеси с высоким объемно-

расходным газосодержанием β>0,95, добываемой после ГРП и движущейся

по подводящему трубопроводу в виде аэрозоля, осуществляется

преобразование аэрозоля в неустойчивую эмульсию и создаются

благоприятные условия для ее разрушения в динамическом режиме.

152

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

5.1. Расчет экономической эффективности предлагаемого способа

разделения устойчивых эмульсий

Расчет экономической эффективности предлагаемого способа

разделения устойчивых эмульсий, образующихся после ГРП и кислотных

обработок, с помощью реагента-деструктора ХПП 007-ДП1 выполнен в

сравнении с существующим методом подготовки промежуточных слоев.

Предполагается что, если не разделять устойчивую эмульсию разработанным

способом, то в аппаратах подготовки будет накапливаться устойчивый

промежуточный слой. Метод подготовки промышленных слоев как правило

предусматривает применение на УПН узла забора и разделения

промежуточного слоя на отдельные фазы. Такой узел обычно включает в

себя аппарат для прогрева обрабатываемого слоя до высокой температуры,

порядка 60-80 С°, ввод химических реагентов в ударных дозах, и узел

разделения фаз, в виде последовательно соединенных декантерной и

трехфазной центрифуг, с соответствующими линями отвода фаз и обвязки.

Эффективность рассчитана из условия равенства затрат на применение

предлагаемого разработанного способа разделения устойчивых эмульсий за

рассчитанный период времени затратам на монтаж и применение

существующего метода подготовки промежуточных слоев по формуле:

1

2 3

ЗTЗ З

=−

(5.1)

где, Т – время, за которое сравняются затраты по сравниваемым методам,

год;

З1 – капитальные затраты на реализацию метода подготовки промежуточных

слоев, тыс. руб.;

153

З2 – переменные (эксплуатационные) затраты на реализацию разработанного

способа разделения устойчивых эмульсий в год, тыс. руб.;

З3 – переменные (эксплуатационные) затраты на реализацию метода

подготовки промежуточных слоев в год, тыс. руб.

Сначала рассмотрим переменные затраты на реализацию

разработанного способа разделения устойчивых эмульсий для понимания

объемов обрабатываемой жидкости ГРП. В год планировалось производить

20 операций ГРП на вновь пробуренных и ранее введенных скважинах.

Масса жидкости разрыва на одну скважину составляет в среднем 400 т. Во

время отработки скважины и вывода ее на режим эта жидкость поступает на

УПН, образует устойчивую эмульсию с пластовыми флюидами и

механическими примесями. Поэтому к обработке реагентом-деструктором

примем объём жидкости равный 800 т. Расход регента-деструктора для

разделения 1 т, жидкости устойчивой эмульсии примем равным среднему

значению – 1500 г или 0,0015 т. Стоимость 1 тонны реагента-деструктора

равна 140 тыс. руб. Таким образом, в год затраты на реализацию

разработанного способа разделения устойчивых эмульсий равны, тыс. руб.:

З2 = 20 ∙ 800 ∙ 0,0015 ∙ 140 = 3360. (5.2)

Капитальные затраты на реализацию метода подготовки

промежуточных слоев состоят из проектирования, земельного дела,

стоимости оборудования и его монтажа, что примерно равно 18000 тыс. руб.

Переменные затраты на реализацию метода подготовки

промежуточных слоев включают в себя затраты на реагент-деэмульгатор и

электроэнергию (50 тыс. руб. в год). 3десь предполагаем, что

промежуточного слоя для разделения будет образовываться в количестве

порядка 50 % от 800 т, то есть 400 т на скважину. Ударную дозу

деэмульгатора приравняем 200 г на 1 т жидкости.

154

Остальные расходы на эксплуатацию и обслуживание сопоставимы с

расходами на обслуживание при реализации разработанного способа

разделения устойчивых эмульсий. Таким образом, в год переменные затраты

на реализацию метода подготовки промежуточных слоев равны, тыс. руб.:

З3 = (20 ∙ 400 ∙ 0,0002 ∙ 100) + 50 =210. (5.3)

Тогда Т, рассчитанное по формуле 5.1 будет равно:

18000 5,7

3360 210T = =

−.

Поскольку за рассматриваемый 6 летний период опытно-

промышленной эксплуатации участка Красноленинского НГКМ было

выполнено порядка 50 операций ГРП, а предполагаемая окупаемость метода

подготовки промежуточных слоев могла наступить только при условии

выполнения порядка 120 операций ГРП, считаем, что разработанный способ

разделения устойчивых эмульсий оказался более экономически выгодным.

Кроме того, качественные центрифуги, применяемые в составе метода

подготовки промежуточных слоев, производятся за рубежом и для них, как

правило, требуется дорогостоящее периодическое техническое

обслуживание. Эти расходы не учтены в расчете. Также, поскольку УПН

реконструировалась в сжатый срок в пределах имеющегося земельного

отвода, то реализация метода подготовки промежуточных слоев, с учетом

отвода земли, отложила бы срок реализации проекта не менее чем на год-

полтора.

155

5.2. Оценочный расчет срока окупаемости УПН

Затраты на реконструкцию УПН на участке Красноленинского НГКМ,

млн. руб.:

Зр = 280

Текущие расходы в год, млн. руб.:

Зт = 390

Доход за 2011-2015 г., млн. руб.:

866.6 3000 2600нД Q S= ⋅ = ⋅ = , (5.4)

где, Qн – количество добытой нефти за период, тыс.т;

S – средняя стоимость нефти, руб.

Прибыль за 5 лет, млн. руб.:

5 2600 280 1950 370р тП Д З З= − − ⋅ = − − = . (5.5)

Окупаемость наступила через 5 лет, прибыль 370 млн. руб.

Результаты расчетов показывают удовлетворительную экономическую

эффективность практического применения разработанных методов.

156

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В диссертационной работе для устранения негативных факторов и/или

их последствий, сопутствующих ГРП, отрицательно влияющих на процесс

подготовки нефти на участке Красноленинского НГКМ, разработаны

эффективные методы подготовки нефти. Характерной чертой выполненной

работы является рассмотрение всей технологической цепочки от скважины

до УПН в виде единой системы, когда происходящие процессы

взаимосвязаны и требуется системное реагирование. Основные результаты и

рекомендации диссертационной работы сформулированы следующим

образом.

1. Проведен анализ осложняющих подготовку нефти факторов после

проведения ГРП. Показано, что основной причиной осложнений являются

стабилизаторы эмульсии – продукты физико-химического взаимодействия

неразложившейся полимерной жидкости разрыва (гель), пластовых флюидов

и механические примеси. Эмульсия становится более устойчивой при

выделении попутного газа в ПЗП, а также в результате проведения

кислотных обработок.

2. Проведенный анализ промыслового опыта подготовки устойчивых

эмульсий, возникающих после проведения ГРП, свидетельствует о том, что

без принятия системных мер по нейтрализации или значительного снижения

негативного влияния выявленных факторов нормальная работа системы

подготовки нефти может быть существенным образом нарушена.

3. Разработана эффективная смесь реагента-деструктора, разрушающая

гелеобразные компоненты как в виде отложений в ПЗП, так и в виде

стабилизаторов нефтяных эмульсий при подготовке нефти. Разработан и

успешно опробован способ снижения устойчивости нефтяной эмульсии для

обеспечения подготовки товарной нефти применением реагента-деструктора

ХПД-007(ДП)1, приведена технология.

157

4. Для месторождений, разрабатываемых с применением ГРП,

подготовка нефти которых осложнена выявленными факторами,

рекомендуется к применению разработанный метод подготовки нефти.

Метод имеет убедительное преимущество над статическим. Преимущество

показано на примерах опытно-промышленной эксплуатации УПН на ЛУ

Красноленинского НГКМ и в составе мобильной установки подготовки

нефти одного месторождения в Восточной Сибири, рассмотренных в

диссертационной работе. Фактическая производительность УПН по

жидкости на ЛУ Красноленинского НГКМ превысила проектную на 40%.

5. Разработанный трехфазный сепаратор нефтегазовый со сбросом

воды (пат. 2428239) рекомендуется к применению в составе технологической

схемы подготовки нефти на месторождениях с массовым применением ГРП.

Применение такой установки позволяет обеспечить уже на первой ступени

содержание остаточной воды в эмульсии в среднем порядка 3%, отделение

попутного газа – до 80%.

Применение результатов работы позволяет обеспечить эффективность

процесса подготовки нефти на месторождении с массовым ГРП. Устранено

и/или сведено к минимуму влияние осложняющих факторов. Проведенный

объем исследований, опытно-промысловой работы и успешный опыт

реализации позволяют предлагать к применению разработанные

рекомендации на предприятиях нефтегазодобывающей отрасли.

Проведенный объем исследований, опытно-промысловой работы и

успешный опыт реализации позволяют предлагать к применению

разработанные рекомендации на предприятиях нефтегазодобывающей

отрасли.

158

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Андрюшкин А.Ю. Деформация и дробление капель

технологических смесей в газовом потоке / А.Ю. Андрюшкин // Конструкции

из композитных материалов. – 2012. – № 2. – С. 38-44.

2. Ахметзянов Р.Р. Исследования по разработке реагента-

деструктора / Р.Р. Ахметзянов, О.Ф. Петрова, В.Г. Карамышев // Проблемы

сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2010. – № 3. –

С. 22-30.

3. Ахметзянов Р.Р. Разработка реагента-деструктора гелеобразных

смесей, используемого после проведения мероприятий по гидроразрыву

пласта / Р.Р. Ахметзянов, О.Ф. Петрова // Проблемы сбора, подготовки и

транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2010. – № 3. – С. 15-21.

4. Бабенко В.С. Гидроимпульсная струя: теория и характеристики

диспергированного потока / В.С. Бабенко // Восточно-Европейский журнал

передовых технологий. – 2013. – №5/7 (65). – С.48-54.

5. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и

промысловая подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1981. – 261 с.

6. Башкирцева Н.Ю. Роль увеличения нефтеотдачи в

воспроизводстве сырьевой базы / Н.Ю. Башкирцева // Вестник Казанского

государственного технологического университета – 2014. – Т.17, №19 –

С. 308-311.

7. Башкирцева Н.Ю. Состояние сырьевой базы Российской

Федерации / Н.Ю. Башкирцева // Вестник Казанского государственного

технологического университета – 2014. – Т.17, №22 – С. 324-329.

8. Борисов С.И. Методы управления технологическим процессом

подготовки нефти / С.И. Борисов, О.С. Калинина, Н.П. Мелошенко и др. //

Нефтяное хозяйство. – 2003. – №1. – С. 76-78.

9. Борисов С.И. Промысловая подготовка нефти в условиях

159

применения на промыслах полимеров для повышения нефтеотдачи /

С.И. Борисов, О.С. Калинина, Н.П. Мелошенко и др. // Нефтяное хозяйство. –

2003. – №9. – С. 104-106.

10. Верисокин А.Е. Особенности применения гидроразрыва пласта

при разработке низко проницаемых коллекторов Шаимской группы

месторождений / А.Е.Верисокин // Наука 21 века: вопросы, гипотезы, ответы.

– 2015. – №2 (11) – С. 78-82.

11. Волошин А.И. Совместимость реагентов, используемых для

проведения операций гидравлического разрыва пласта, с реагентами

нефтедобычи / А.И. Волошин, И.М. Ганиев, В.В. Рагулин, В.Н. Гусаков,

А.Г. Телин, С.С. Ситдиков // Нефтепромысловое дело. – 2012. – №6. – С. 13-

18.

12. Галиуллин М.М. Современные методы увеличения нефтеотдачи

на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами / М.М. Галиуллин,

М.А. Азаматов, В.А. Вдовин // Георесурсы. – 2010. – №1 (33) – С. 11-17.

13. Глумов И.Ф. Влияние соляной кислоты на устойчивость

водонефтяных эмульсий / И.Ф. Глумов, В.В. Слесарева, Н.М. Петрова // Сб.

трудов ТатНИПИнефть: Разработка и эксплуатация нефтяных

месторождений Татарстана, 2000. – Бугульма. – С. 114-117.

14. Давлетшина Л.Ф. Исследование поведения углеводородов нефти

при взаимодействии с кислотными составами / Л.Ф. Давлетшина,

Л.И. Толстых, М.Д. Пахомов, З.Р. Давлетов, П.С. Михайлова //

Нефтепромысловая химия: материалы III Международной научно-

практической конференции (XI Всероссийской научно-практической

конференции). – Москва, 2016.

15. Добыча нефти. Итоги производственной деятельности отраслей

ТЭК за период. – ТЭК России, 2011–2017. – №8, 12.

16. Ермаков С.А. О влиянии асфальтенов на устойчивость

водонефтяных эмульсий / С.А. Ермаков, А.А. Мордвинов // Нефтегазовое

160

дело. – 2007. – №1. – С. 59.

17. Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник нефтяника. Изд. 2-е

перераб. и доп. – Уфа, УГНТУ, 2005. – 272 с.

18. Игнатьев А. Жидкость ГРП с энзимным брейкером. Сравнение

традиционного и альтернативного деструктора / А. Игнатьев, С. Мамбетов //

Oil&Gas Journal Russia. – 2016. – №9. – С. 52-55.

19. Казакова Л.В. Эффективная очистка проппантной упаковки и

стенок скважины после гидроразрыва пласта в процессе ее освоения /

Л.В. Казакова, А.А. Мокрушин, В.Ф. Хмелев, А.К. Макатров, И.М. Иксанов //

Бурение и нефть. – 2014. – №3. – С. 42-44.

20. Каневская Р.Д. Применение гидравлического разрыва пласта для

интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи / Р.Д.Каневская, И.Р.

Дияшев, Ю.В. Некипелов // Нефтяное хозяйство. – 2002. – №5. – С. 96-100.

21. Карамышев В.Г. Формирование структур газожидкостного

потока в области расходного газосодержания β >0,95 / В.Г.Карамышев,

Г.Г.Корнилов // Нефтяное хозяйство. – 1998. – №9. – С. 14-17.

22. Карамышев В.Г. Сбор газожидкостных смесей с высоким

газосодержанием. Разделение их на составляющие фазы / В.Г.Карамышев,

В.В.Попов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и

нефтепродуктов. – 2003. – №62. – С. 97-106.

23. Г.И. Келбалиев, С.Р. Расулов, Д.Б. Тагиев, Г.Р. Мустафаева

Механика и реология нефтяных дисперсных систем: Монография. – М.: Изд.-

во «Маска», 2017. – 462 с.

24. Королев М.С. Анализ разработки нефтегазовых месторождений с

применением гидроразрыва пласта / М.С.Королев, Э.Р.Баймухаметов,

И.Ф.Габетдинов, Р.Р.Максимов, Д.В.Незамай, Р.Р.Фатхуллин,

Т.Ф.Шаймухаметов // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы

Международной научно-технической конференции, посвященной 90-летию

со дня рождения Косухина Анатолия Николаевича. ТюмГНГУ; отв. ред.

161

Евтин П. В. – 2015. – С. 171-176.

25. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение

продуктивности и приемистости скважин. – М.: Недра, 1985. – 185 с.

26. Крюков В.А. О развитии унифицированных схем сбора и

подготовки продукции скважин / В.А. Крюков, А.В. Крюков,

М.М. Муслимов // Нефтегазовая вертикаль. – 2008. – №7. С. 76-77.

27. Пат. 2428239 Российская Федерация: МПК B 01 D 19 / 00

Сепарационная установка / В.А. Крюков, А.В. Крюков, И.Р. Вальшин, Д.А.

Олефиренко, А.Ю. Акопов, Р.Р. Ахметзянов; заявитель и патентообладатель

ЗАО Научно-техническая компания «МОДУЛЬНЕФТЕГАЗКОМПЛЕКТ» –

№ 2010115014; заявл. 14.04.2010; опубл. 10.09.2011, Бюл. № 25.

28. Кутырев Е.Ф. О роли газа при формировании эмульсий в

процессах нефтедобычи / Е.Ф. Кутырев, Р.У. Рамазанов, А.А Каримов //

Нефтепромысловое дело. – 2008. – №6. – С. 52-56.

29. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М.

Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. – М.: Химия, 1967. –

200 с.

30. Магадова Л.А. Деструкция геля для ГРП с применением

окислительного деструктора и соляной кислоты / Л.А. Магадова,

Л.А. Федорова, О.Ю. Ефанова, Д.Н. Малкин, В.Р. Магадов // Территория

нефтегаз. – 2010. – №10. – С. 60-61.

31. Магадова Л.А. Новые реагенты для гидравлического разрыва

пласта / Л.А. Магадова, М.А. Силин, Д.Н. Малкин, Е.Г. Гаевой,

В.Н. Мариненко, В.Р. Магадов // Территория нефтегаз. – 2011. – №11. –

С. 48-51.

32. Мараков Д.А. Опыт разработки нефтегазовых месторождений с

применением гидроразрыва пласта / Д.А. Мараков, Е.И.Краснова,

В.В.Инякин, М.И.Забоева, Е.Е.Левитина // Академический журнал Западной

Сибири – 2014. – Т.10, №5 – С. 117-119.

162

33. Маркелова О.В. ГРП – эффективный метод повышения

нефтеотдачи (на примере Приобского месторождения нефти) /

О.В.Маркелова // Академический журнал Западной Сибири – 2013. – Т.9, №4

(47) – С. 20-21.

34. Мансуров Р.И. О количественном критерии оценки

эмульгирующих свойств нефтей / Р.И. Мансуров, Г.Н. Позднышев,

Г.М. Панченков и др. // Сб. тpудов ВНИИСПТнефть. – Уфа, Вып. №11 –

С. 260-264.

35. Мансуров Р.И. Пленкообразующие свойства компонентов

природного стабилизатора нефтяной эмульсии / Р.И. Мансуров,

Г.М. Панченков // Известия вузов. Нефть и газ – 1970. – №8. – С. 73-75.

36. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на

промыслах. – М.: Недра, 1987. – 144 с.

37. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для

вузов. – М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. –

816 с.

38. Мордвинов А.А., Морозюк О.А., Жангабылов Р.А. Основы

нефтегазопромыслового дела: учеб. пособие. – Ухта, УГТУ, 2015. – 161 с.

39. Муравленко С.В., Артемьев В.Н., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов

Г.З., Телин А.Г., Латыпов А.Р., Хисамутдинов А.И. Разработка нефтяных

месторождений: издание в 4 т. – М.: ВНИИОНГ, 1994. – Т.3. Сбор и

подготовка промысловой продукции.

40. Мусакаев Н.Г. К проблеме загрязнения призабойной зоны пласта

в результате взаимодействия закачиваемых и пластовых флюидов

/ Н.Г. Мусакаев, Р.Р. Ахметзянов // Тезисы докладов VI Российской

конференции «Многофазные системы: модели, эксперимент, приложения»,

Уфа, 26-30 июля 2017. – Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2017. – С.71.

41. Мусакаев Н.Г. Комплексные решения по оптимизации процессов

добычи и подготовки нефти и газа при разработке трудноизвлекаемых

163

запасов / Н.Г. Мусакаев, Р.Р. Ахметзянов // Нефтепромысловое дело. – 2017.

– №5. – С. 45-49.

42. Мусакаев Н.Г. Снижение проницаемости прискважинной зоны

пласта при взаимодействии закачиваемых и пластовых флюидов

/ Н.Г. Мусакаев, Р.Р. Ахметзянов // Известия высших учебных заведений.

Нефть и газ. – 2017. – № 4. – С. 70-74.

43. Мусакаев Н.Г. К вопросу разрушения стойких нефтяных

эмульсий с целью обеспечения качественной подготовки нефти / Н.Г.

Мусакаев, Р.Р. Ахметзянов // Известия высших учебных заведений. Нефть и

газ. – 2019. – № 2. – С. 73-80.

44. Недропользование в Ханты-Мансийском автономном округе –

Югре в 2015 году / Автономное учреждение Ханты-Мансийского

автономного округа – Югры «Научно-аналитический центр рационального

недропользования им. В.И.Шпильмана». – Тюмень – Ханты-Мансийск, 2016.

– С. 143-145.

45. Никонова В.И. Применение производных гуара и крахмала в

качестве реагентов для нефте- и газодобычи / В.И. Никонова,

Г.В. Виноградова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на

море. – 2010. – №12. – С. 24-29.

46. Новиков М.А. Структурные особенности природных

водонефтяных эмульсий. – Диссертация на соискание ученой степени

кандидата технических наук. – Москва: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина,

2007. – 85 с.

47. Овчинников В.П. Анализ эффективности использования

жидкостей гидроразрыва / В.П. Овчинников, Д.С. Герасимов,

П.В. Овчинников, А.Ф. Семененко // Бурение и нефть. – 2017. – №2. – С. 28-

31.

48. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации

нефти и газа в промысловых условиях. – М.: «Недра-Бизнесцентр», 1999. –

164

283 с.

49. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных

эмульсий. – М.: Недра, 1982. – 221 с.

50. Прозорова И.В. Деэмульгатор для эмульсий смолистых и

высокопарафинистых нефтей / И.В. Прозорова, Н.В. Юдина, И.В. Литвинец,

Н.А. Небогина // Нефть. Газ. Новации. – 2016. – №6. – С. 39-41.

51. РД 39-0148311-605-86. «Унифицированные технологические

схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих

районов». – Гипровостокнефть, 1986.

52. РД 39-0004-90. «Руководство по проектированию и эксплуатации

сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке

сепарационного оборудования». – ВНИИСПТнефть, 1990.

53. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и

ремонта скважин. Изд. 3-е. – Краснодар, 2016. – С. 235-238.

54. Сахабутдинов Р.З., Хамидуллин Р.Ф. Формирование и

разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий в промежуточных слоях. –

Казань: Изд-во Казанского государственного технологического

университета, 2009. – 60 с.

55. Сахабутдинов Р.З., Исмагилов И.Х., Космачева Т.Ф. Особенности

формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии

разработки нефтяных месторождений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005.

56. Силин М.А. Разработка технологий утилизации полисахаридного

геля, выносимого после ГРП / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Д.Н. Малкин,

А.Н. Козлов, Ф.А. Магадова // Территория нефтегаз. – 2010. – №6. – С. 78-80.

57. Сингизова В.Х. Влияние гелеполимерных продуктов,

применяемых при геолого-технических мероприятиях, на промысловую

подготовку нефти / В.Х. Сингизова, И.В. Крестелева, Г.З. Калимуллина,

Е.С.Тюгаева, А.Г.Телин // Нефтепромысловая химия: материалы III

Международной научно-практической конференции (XI Всероссийской

165

научно-практической конференции). – Москва, 2016.

58. Стабинскас А.П. Анализ влияния агентов закачки на

эффективность гидравлического разрыва пласта / А.П. Стабинскас,

Ш.Х. Султанов, А.Р. Хафизов, Г.А. Борисов // Нефтегазовое дело. – 2011. –

Т.9, №3 – С. 45-49.

59. Стратегия развития минерально-сырьевой базы Российской

Федерации до 2030 года. Государственный доклад. – Москва, 2016.

60. Тарасов М.Ю. Основные принципы разработки и принятия

технико-технологических решений при проектировании объектов

промысловой подготовки нефти / М.Ю. Тарасов, О.М. Уржумова,

А.Б. Зырянов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – №2. – С. 22-24.

61. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. – М.: Наука, 1977. –

271 с.

62. Тронов В.П. Химизация технологических процессов разработки

месторождений и добычи нефти и их взаимное влияние / В.П. Тронов //

Интервал. – 2002. – №7 (42) – С. 14-18.

63. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта: учеб. пособие для

учащихся профтехобразования и рабочих на производстве. – М.: Недра, 1986.

– 165 с.

64. Ушева Н.В., Бешагина Е.В., Мойзес О.Е., Кузьменко Е.А.,

Гавриков А.А. Технологические основы и моделирование процессов

промысловой подготовки нефти и газа: учеб. пособие. Изд.2-е. – Томск: Изд-

во Томского политехнического университета, 2013. – 128 с.

65. Фахрутдинов Б.Р. Исследование методов разрушения

высокоустойчивого промежуточного слоя в резервуарах КНПС «Пурпэ» /

Б.Р. Фахрутдинов, А.Г. Сакаева, О.А. Варнавская, Н.Ю. Башкирцева,

А.А. Газизова // Вестник Казанского технологического университета. – 2015.

– Т.18, №22 – С. 79-81.

66. Хафизов А.Р., Н.В. Пестрецов, В.В. Шайдакова. Сбор, подготовка

166

нефти и газа. Технология и оборудование: учеб. пособие. – М.: Недра, 2002. –

551 с.

67. Цыганов Д.Г. Композиционные составы для подготовки

устойчивых промысловых эмульсий. – Диссертация на соискание ученой

степени кандидата технических наук. – Казань, 2017. – 183 с.

68. Цыганов Д.Г. Исследование состава и свойств промежуточного

эмульсионного слоя на УПСВ «Каменное» / Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева

// Вестник Казанского технологического университета – 2014. – Т.17, №10 –

С. 212-215.

69. Шабля В.В. Опыт работы ТПП «Когалымнефтегаз» с

солеобразующим фондом скважин / В.В. Шабля // Инженерная практика:

произ.-техн. нефтегазовый журнал. – 2009. – Пилотный выпуск. – С. 22-25.

70. Шпильман А.В. Пути реализации добычного потенциала нефти

ХМАО – Югры / А.В.Шпильман, И.П.Толстолыткин // Георесурсы. – 2013. –

№4 (54) – С. 23-28.

71. Шорохова О.В. Методика определения концентрации

гелеобразующего гидрофобизатора в водонефтяной эмульсии

/ О.В. Шорохова // Нефтепромысловое дело. – 2000. – №3. – С. 27-28.

72. Ahmed T., McKinney P.D. Advanced Reservoir Engineering. – Gulf

Professional Publishing, 2005. – 407 p.

73. Banki R. Mathematical formulation and numerical modeling of wax

deposition in pipelines from enthalpy–porosity approach and irreversible

thermodynamics / R. Banki, H. Hoteit, A. Firoozabadi // International Journal of

Heat and Mass Transfer. – 2008. – Vol.51, No.13-14. – P.3387-3398.

74. Han G. Description of fluid flow around a wellbore with stress-

dependent porosity and permeability / G. Han, M.B. Dusseault // Journal of

Petroleum Science and Engineering. – 2003. – Vol. 40. – P. 1-16.

75. Economides M.J., Cikes M., Pforter H., Udick T.N., Uroda P. The

Stimulation of a very Tight, very High Temperature Gas Condensate Well // Рарег

167

SРЕ 15239, 1986.

76. Khachikian C. Nonaqueous Phase Liquid Dissolution in Porous

Media: Current State of Knowledge and Research Needs / C. Khachikian, T.C.

Harmon // Transport in Porous Media. – 2000. – Vol. 38. – P. 3-28.

77. Musakaev N.G., Borodin S.L. Mathematical model of the two-phase

flow in a vertical well with an electric centrifugal pump located in the permafrost

region / N.G. Musakaev, S.L. Borodin // Heat and Mass Transfer. – 2016. –

Vol. 52, No.5. – Pp.981-991.

78. Nustrov V.S. A new problem of filtration flows in naturally fractured

porous reservoirs / V.S. Nustrov, V.V. Podoplelov // International Journal of Fluid

Mechanics Research. – 2000. – Vol. 27. – P. 270-288.

79. Ribeiro F.S. Obstruction of pipelines due to paraffin deposition during

the flow of crude oils / F.S. Ribeiro, P.R.S. Mendes, S.L. Braga // International

Journal of Heat and Mass Transfer. – 1997. – Vol.40, No.18. – P.4319-4328.

80. Shabani M.M. An experimental and numerical investigation on gas

hydrate plug flow in the inclined pipes and bends / M.M. Shabani, O.J. Nydal,

R. Larsen // World Academy of Science. Engineering and Technology. – 2009. –

Vol. 53. – P. 671-676.

168

Приложение 1

169

Продолжение приложения 1

170

Приложение 2