 |
Образование эмульсий в скважинных условиях и их характеристики
|
|
|
|
Образование эмульсий в скважинных условиях и их характеристики
Источники:
1. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Изд. 2 перераб. и доп. -М.: Недра, 1979, 319 с.
2. Валеев М. Д., Майер А. В., Леонтьев С. А., Мохов М. А. Теория и практика
насосной добычи высоковязкой нефти из обводненных скважин. – М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, 2018. – 269 с.
3. Бойко В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. М.: Недра, 1990. - 427 с.
Скважинная добыча нефти и образование водо-нефтяной эмульсии
Скважинная продукция нефтяных месторождений представляет собой смесь нефти, попутного нефтяного газа (ПНГ), пластовой воды и различного рода механических примесей. Известно, что даже в начальный период добычи нефти из сводовой части залежи в нефти присутствует в небольшом количестве связанная пластовая вода. Со временем доля воды в скважинной продукции будет только расти благодаря многим факторам: прорыву пластовой и закачиваемой воды по наиболее проницаемым пропласткам, межпластовым перетокам воды. Содержание попутного нефтяного газа в течение длительного периода разработки нефтяной залежи остается почти неизменным, хотя по некоторым данным газовый фактор может и снижаться.
Все это говорит о том, что состав скважинной продукции со временем может только ухудшаться, ведь таких примесей в скважинной продукции как хлористые соли, природные эмульгаторы в виде асфальтенов, смол, парафинов, механические примеси и самое главное – вода как основной источник образующихся эмульсий становится со временем только больше. Их совместное присутствие в скважинной и трубопроводной продукции приводит к повышению давления из-за образования эмульсий, повышению внутренней коррозии нефтепроводов и снижению пропускной способности колонны НКТ и трубопровода. Наличие значительного содержания ПНГ в лифтовой колонне и нефтепроводах также нежелательно из-за возможности пробковой структуры течения газожидкостной смеси и тяжелых последствий при разгерметизации нефтепровода. Поэтому для дальнейшей транспортировки нефти по трубопроводной системе ее подготавливают в 2 стадии:
|
|
|
1. На установках предварительного сброса воды (УПСВ) из скважинной продукции отделяют основную часть воды, и ее в откачиваемой в нефтепарки нефти остается в прелах 2-15 %. Так же поступают с попутным нефтяным газом – если до УПСВ газовый фактор продукции большинства месторождений Волго-Уральской НГП в среднем равен 10-20 м3/м3, то после УПСВ этот показатель равен примерно 0, 5-2, 0 м3/м3.
2. Для дальнейшей транспортировки нефти до потребителя по трубопроводной системе Транснефти необходимо полностью избавиться от остаточной воды, хлористых солей, механических примесей, понизить содержание сероводорода до 100 ppm и менее, а также стабилизировать нефть, то есть удалить легкие углеводородные соединения типа метана и этана, так чтобы при температуре 37 º С давление насыщенных паров нефти не превышало 66, 7 кПа.
Соответствующие службы нефтегазодобывающих предприятий выполняют свою ежедневную работу для выполнения этих двух основных задач. Структура и система сбора и подготовки нефти, газа и воды по большинству НГДУ и компаний унифицированы, так как, во-первых, выгодно иметь современные системы и быть не хуже других компаний. Во, вторых существуют РД и ГОСТы, нормирующие качество всех трех выделенных компонент, которые обязаны выполнять все недропользователи.
В отличие от системы нефтесбора
Образование нефтяных эмульсий и их классификация
|
|
|
Эмульсией в широком понимании обычно называют дисперсную систему, состоящую из двух взаимонепроницаемых или малорастворимых жидкостей, одна из которых равномерно распределена в другой в виде капель шарообразной формы. Под нефтяной эмульсией понимают мелкодисперсную механическую смесь нефти и воды, образование которой может происходить в призабойной зоне пласта, в глубинных насосах и в стволе скважины, а также в поверхностном оборудовании.
В эмульсиях вообще, и в нефтяных в частности, принято различать две фазы: внутреннюю и внешнюю.
Лиофобные или термодинамически неустойчивые эмульсии, к ним относятся нефтяные, классифицируют по 2-м признакам:
- по полярности дисперсной фазы;
- по концентрации дисперсной фазы в системе.
Согласно первой классификации, различают эмульсии: неполярной жидкости (нефти) в полярной воде – эмульсии первого рода или прямые (м/в) (рис. 1). Эмульсию полярной жидкости – воды в неполярной нефти относят к эмульсии второго рода или обратной (в/м).
1- дисперсионная среда, сплошная и внешняя
|
|
|
