Предотвращение образования стойких эмульсий

Для предотвращения эмульгирования нефти необходимо в ка­кой-то степени устранить или, по крайней мере, ослабить влияние перечисленных условий, при которых происходит образование нефтяных эмульсий в процессе добычи. Главные из них:

1) совместное поступление нефти и воды из скважины;

2) интенсивное перемешивание, приводящее к диспергированию одной жидкости в другой;

3) присутствие в нефти природных эмульгаторов.

Для раздельного извлечения нефти и воды из скважин послед­ние оборудуют двумя колоннами НКТ: одной для нефти, другой для воды. Фильтр подъемника для воды должен быть опущен в зумпф (зумпф – нижняя часть эксплуатационной колонны) скважины, а для добычи нефти может быть использовано кольцевое пространство между эксплуатацион­ной колонной и колонной НКТ для добычи воды или же самостоятельная отдельная колонна НКТ, прием которой находится ниже кровли пласта.

В зависимости от величины пластового давления скважина может быть оборудована для извлечения как нефти, так и воды фон­танным способом или нефти фонтанным, а воды механизированным способом. В случае малых забойных давлений, когда естественное фонтанирование невозможно, оба подъемника оборудуют для извлечения нефти и воды механизированным способом. Оборудование скважин для раздельного извлечения нефти и воды показано на рис.4.3.

Рис.4.3. Оборудование скважин для раздельной добычи нефти и воды: а – скважина с одной колонной НКТ; б – скважина с двумя колоннами НКТ

При раздельном отборе неф­ти и воды из скважины очень трудно поддерживать уровень раздела нефти и воды на забое скважины в пределах вскры­той части пласта, разделение продукции скважины часто на­рушается: в подъемник для отбора нефти поступает вода или наоборот. По этой причине раз­дельный отбор нефти и воды не получил широкого распро­странения.

Чтобы ограничить поступ­ление воды, применяются различные способы изоляции, закупо­ривающие водопроницаемую зону (устанавливают це­ментные мосты, задавливают в пласт це­ментный раствор или реагенты, образующие при взаимодействии с пластовой водой гели и т. д). Однако все эти меро­приятия недостаточно эффективны.

В связи с тем, что работы по предотвращению поступления воды на забой скважины очень трудны и при этом невозможно пол­ностью предотвратить поступление воды в дальнейшем, наибольшее внимание на месторождениях должно быть уделено уменьшению перемешивания нефти и воды с целью снижения стойкости неф­тяной эмульсии.

Так как в фонтанных скважинах наибольшее перемешивание нефти и воды происходит в подъемных трубах и при прохождении нефтегазовой смеси через штуцеры, в некоторых случаях для сни­жения эмульгирования нефти штуцер устанавливают на забое скважины. При этом степень перемешивания нефти и воды в подъемных трубах уменьшается. Происходит это по следующим причи­нам: в забойных штуцерах из-за малого количества выделившегося газа (а если давление насыщения нефти меньше, чем давление в ство­ле скважины около забойного штуцера, то газ в продукции, прохо­дящей через штуцер, будет вообще отсутствовать) перепады давле­ний в штуцере значительно меньше, чем при установке его на по­верхности. Это обстоятельство, а также довольно большая про­тяженность прямого участка подъемных труб после забойного штуцера способствуют уменьшению перемешивания потока, что предотвращает образование стойких эмульсий. Однако сложность спуска, замены и регулирования забойных штуцеров ограничивает возможность их широкого применения.

При штуцерах, устанавливаемых на поверхности, степень пе­ремешивания может быть уменьшена, если в сепараторах, рас­положенных после штуцера, поддерживать повышенные давле­ния. Этим достигается снижение перепада давления в штуцере и соответственно снижается степень перемешивания потока.

При выборе того или иного вида газлифтной добычи необхо­димо учитывать, что в скважинах, эксплуатируемых периоди­ческим газлифтом, перемешивание происходит в меньшей степени при подъеме столба жидкости в насосно-компрессорных трубах. Однако в результате изменения направления потока на устье скважины, при движении по выкидным линиям и при прохожде­нии через сепараторы смесь нефти и воды сильно перемешивается и эмульгируется. В отличии от периодического, при непрерывном газлифте наибольшее перемешивание происходит в насосно-ком­прессорных трубах и меньшее – в поверхностном оборудовании.

При эксплуатации скважин глубинными штанговыми насо­сами с целью предотвращения образования стойких эмульсий особое внимание должно быть уделено повышению к.п.д. глубиннонасосной установки. Чем выше ее к.п.д., тем меньше со­здается условий для перемешивания жидкости при подъеме. К.п.д. глубиннонасосной установки можно повысить соответ­ствующим подбором числа качаний и длины хода полированного штока, применением клапанных узлов большего диаметра, уст­ранением пропуска в этих узлах и особенно хорошей подгонкой плунжера к цилиндру насоса.

Для увеличения коэффициента заполнения насоса и ликвида­ции вредного влияния газа желательно предотвратить по воз­можности поступление газа в насос. С этой целью обычно на при­еме насоса устанавливают приспособление (газовый якорь), ко­торый обеспечивает более полное заполнение насоса и устраняет образование в нем газовых "мешков".

Для уменьшения эмульгирования нефти в поверхностном оборудовании выкидные линии от скважин должны проклады­ваться по возможности без резких поворотов и иметь достаточный диаметр для сведения к минимуму турбулизации потока. В выкидных линиях и нефтесборных коллекторах должно устанавливаться минимальное число задвижек и клапа­нов, чтобы устранить перемешивание жидкости в результате изме­нения проходного сечения труб в этих местных сопротивлениях. Выкидные линии от скважин должны прокладываться с таким уклоном, чтобы не происходило скопления воды в пониженных ме­стах трубопроводов, так как это может создать благоприятные условия для эмульгирования нефти.

При выборе насосов для перекачки обводненной нефти пред­почтение должно быть отдано поршневым или винтовым насосам, которые, по сравнению с центробежными, имеют повышенные к.п.д. и меньше перемешивают перекачиваемую жидкость. Насосы должны поддерживаться в исправном состоянии, утечки в ра­бочих органах должны быть сведены к минимуму.

Экспериментально установлено, что в самотечных системах сбора нефти происходит меньшее эмульгирование продукции скважин по сравнению с напорными. Поэтому при проектиро­вании нефтесборных коллекторов должно быть обращено вни­мание на рельеф местности с максимальным использованием само­тека в нефтесборных коллекторах.

Все перечисленные выше способы для уменьшения поступле­ния воды вместе с нефтью и снижения степени перемешивания не могут полностью исключить образования нефтяных эмульсий. Поэтому наряду с мероприятиями по снижению образования эмульсий, большое внимание приходится уделять разрушению образовавшихся эмульсий с последующим отделением нефтяной фазы от воды.

4.3.2 Разрушение эмульсий

Способы разрушения нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы:

- гравитационное холодное разделение (отстаивание);

- фильтрация;

- разделение в поле центробежных сил (центрифугирование);

- электрическое воздействие;

- термическое воздействие;

- внутритрубная деэмульсация;

- воздействие магнитного поля.

Гравитационное холодное разделение (отстаивание) осуществляется за счет гравитационного осаждения диспергированных капель воды и применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. На промыслах применяют отстойники разнообразных конструкций, периодического и непрерывного действия. В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, при заполнении которых сырой нефтью происходит осаждение воды в их нижнюю часть. В отстойниках непрерывного действия отделение воды происходит при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. В зависимости от конструкции и расположения распределительных устройств, движение жидкости в отстойниках осуществляется в некотором преобладающем направлении – горизонтально или вертикально.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются, материалы не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода – нет.

Разделение в поле центробежных сил (центрифугирование) производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. Эмульсия в ротор подается по полому валу. Под действием сил инерции эмульсия разделяется, так как капли воды и нефти имеют разные плотности.

Воздействие на эмульсии электрическим полем производится в электродегидраторах, снабженных электродами, к которым подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капли притягиваются, сливаются в более крупные и оседают на дно емкости.

Термическое воздействие на водонефтяные эмульсии заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают до температуры 45…80 ⁰С. При нагревании уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, что облегчает их слияние. Кроме того, уменьшается вязкость нефти и увеличивается разница плотностей воды и нефти, что способствует более быстрому разделению эмульсии. Подогрев осуществляется в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах различных конструкций.

На нефтегазодобывающих предприятиях применение применяется также метод искусственного увеличения обводненности нефти. Сущность данного метода заключается в возврате на прием насоса некоторой части добываемой воды, расслоившейся в отстойной расширительной камере или в поле центробежных сил. Избыток водной фазы, образовавшейся в насосе, приводит к переходу водонефтяной смеси из одной структуры потока в другую, т. е. переходу эмульсии В/Н в эмульсионную структуру типа Н/В. Вязкость образовавшейся прямой эмульсии в десятки и сотни раз меньше вязкости обратных эмульсий. Соответственно этому резко снижается и стойкость прямых эмульсий, что создает благоприятные условия для отделения водной фазы и возвращения некоторого ее объема вновь на прием насоса. Подачу оборотной воды на прием насосов можно осуществить самоподливом в затрубное пространство скважины без применения дополнительных перекачивающих органов.

Метод самоподлива предполагает потерю производительности установки за счет рециркулируемой части водной фазы. Однако многократное снижение вязкости нефти в колонне труб позволяет существенно увеличить коэффициент подачи установок, что не только компенсирует потерю, но и повышает в ряде случаев производительность насосов.

Предупреждение образования стойких эмульсий в скважинах с механизированной добычей позволяет также снижать давление в системах промыслового сбора нефти и газа и улучшать условия разрушения эмульсий в пунктах подготовки нефти.

Внутритрубная деэмульсация основана на том, что в эмульсию добавляется химический реагент – деэмульгатор. Это позволяет разрушить эмульсию в трубопроводе, что снижает ее вязкость и уменьшает гидравлические потери. Чем сильнее разрушается эмульсия в трубопроводе, тем меньше ее вязкость и больше воды окажется в свободном или грубодисперсном состоянии, при котором она способна отделиться. Для каждого состава нефти подбирают наиболее эффективный деэмульгатор, предварительно оценив результаты отделения пластовой воды в лабораторных условиях.