USD 75.8146

+0.05

EUR 89.8934

-0.04

BRENT 48.23

+0.39

AИ-92 43.28

0

AИ-95 47.52

+0.03

AИ-98 52.9

+0.03

ДТ 48.53

+0.03

16 мин
673
0

Борьба с осложнениями: водонефтяные эмульсии

В работе представлено исследование по выявлению причин образования эмульсий промежуточного слоя на месторождениях Восточной Сибири, добывающих особо легкую нефть с низким содержанием природных эмульгаторов, и предложены методы разрушения этих эмульсий, исходя из их состава и природы.

Борьба с осложнениями: водонефтяные эмульсии

Одним из осложнений в процессе добычи нефти является образование трудно разрушаемых водно-нефтяных эмульсий (ВНЭ), так называемого промежуточного слоя.

Промежуточным слоем (промслоем) принято назвать отдельную фазу, выделяемую при центрифугировании ВНЭ и занимающую промежуточное положение между нефтью и подтоварной водой. Его наличие фиксируется как в пробах из скважин фонда, так и в аппаратах установки подготовки нефти.

Образование стойкой ВНЭ на устье скважины влечет за собой экономические потери, связанные с ее балластовой перекачкой, а присутствие и накопление промслоя в аппаратах установки подготовки нефти (УПН), резервуарах, приводит к срыву подготовки нефти до необходимой группы качества. Всё это ведёт за собой более серьёзные риски и экономические затраты на переподготовку.

Формирование такой эмульсии (рис. 1) влечет за собой также засорение технологических насосов, утилизацию большого количества некондиционной жидкости. Накапливающийся в аппаратах УПН промежуточный слой зачастую просто сбрасывают в канализацию, откуда через очистные сооружения перепускают на нефтешламовую установку или вывозятся автоцистернами.


Рисунок 1 – Примеры стойких ВНЭ и промежуточных слоев на объектах добычи нефти.

Изучение природы промежуточного слоя и разработка методов предотвращения его образования или разрушения является актуальной задачей для добывающих предприятий, т.к. это позволит увеличить объем подготовленной товарной нефти, при этом сократив финансовые потери, связанные с утилизацией некондиционной нефти, ее переподготовкой и дополнительными затратами на очистку оборудования от накопленной ВНЭ.

С образованием стойкой эмульсии промежуточного слоя столкнулись на некоторых месторождениях Красноярского края, например, Юрубчено-Тохомском и Куюмбинском.

Юрубчено-Тохомское - крупное нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) в России. Нефтегазоносность связана с карбонатными и терригенными (песчаники) отложениями вендского и рифейского возрастов. В среднем в настоящее время добыча углеводородов на Юрубчено-Тохомском составиляет около 5,8 млн б.н.э. в сутки.

Куюмбинское НГКМ относится к Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления (ЮТЗ) и приурочено к природному резервуару в рифейских доломитовых породах-коллекторах. По состоянию на 2019 год числящиеся на балансе предприятия начальные извлекаемые запасы нефти составляют 487,7 млн тонн. На январь 2019 г. эксплуатационный добывающий фонд составил 72 скважины [1,2].

Традиционно в качестве основных факторов возникновения и стабилизации ВНЭ на промыслах указывают:

  • химический состав нефти (содержание смол и асфальтенов, и их соотношение);

  • высокая минерализация пластовой воды, в особенности хлорид-анионов, кальция, натрия;

  • кислотные обработки, рН пластовой воды;

  • механизированный способ добычи нефти;

  • использование буровых растворов на нефтяной основе, содержащих эмульгаторы и/или стабилизаторы эмульсии;

  • высокое содержание механических примесей, в особенности сульфида железа.

В то же время, нефть рассматриваемых месторождений относится к 1 группе, 1 классу (малосернистая), особо легкая (плотность при 20 оС около 820 кг/м3). Нефти практически не содержат асфальтенов (не более 0,2% масс. для нефти Юрубчено-Тохомского НГКМ, и не более 0,5% для нефти Куюмбинского НГКМ), содержание смол, в среднем, составляет не более 5% для нефти Юрубчено-Тохомского НГКМ и до 13% для нефти Куюмбинского НГКМ. Пластовая вода Куюмбинского месторождения относится к категории хлор-натриевого типа средней минерализации 250-380 г/л, Юрубчено-Тохомского – к хлор-кальциевому типу со средней минерализацией 200-300 г/л.

Проявления промежуточного слоя наблюдается на скважинах как с механизированным, так и с фонтанным способом добычи, на которых проводились и не проводились кислотные обработки. Кислотные обработки проводятся с использованием различных химических реагентов.

Таким образом, маловероятно, что свойства пластовых флюидов и способ добычи нефти являются ключевой причиной образования стойких ВНЭ. Для того чтобы выявить факторы появления промслоя на этих объектах добычи нефти, были проведены работы по анализу состава и установлению происхождения его компонентов.

Исследование природы стойкой эмульсии промежуточного слоя

Объектами данного исследования являлись промежуточный слой, нефть и вода Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений.

Промежуточный слой представляет собой геле- или хлопьеобразный осадок от буро-коричневого до черного цвета, который выделяется на границе раздела фаз нефть-вода в продукции скважин.

На рисунке 2 показан внешний вид промежуточного слоя, в том числе при 10-кратном увеличении оптическим микроскопом.


Рисунок 2 – Промежуточный слой Юрубчено-Тохомского (а) и Куюмбинского (б) месторождений.

Преимущественно промежуточный слой является множественной эмульсией, которая дополнительно стабилизирована дисперсной фазой. На увеличенных изображениях видно, что в пробах промслоя с Куюмбинского НГКМ также присутствуют глобулы нефти и гелеобразной субстанции неправильной формы, отсутствуют явные границы раздела фаз, так же видны вкрапления механических примесей.

Для оперативного выделения промежуточного слоя применяется метод центрифугирования. В центрифужные пробирки наливают половину объема толуола, добавляют ВНЭ до полного объема пробирки и интенсивно перемешивают. Добавляют деэмульгатор, вновь перемешивают пробирки и помещают в лабораторную центрифугу. Пробы центрифугируют в течение 3-5 минут с частотой вращения 2000 об/мин.

По окончании центрифугирования измеряют количество разделившихся фаз: нижний слой на дне пробирки – механические примеси (если присутствуют), далее водный слой, затем слой ВНЭ, находящийся между водяным и нефтяным слоями. Окончательное количество содержания прослоя получают умножением на два (с учетом разбавления проб ВНЭ толуолом) измеренного в центрифужных пробирках объема промслоя, деленного на объем заполнения пробирок.


Рисунок 3 – Промежуточный слой после центрифугирования нефти с трехфазного сепаратора УПН Куюмбинского месторождения.

Визуально видно, что в составе промежуточного слоя содержится некая гетерофаза, стабилизирующая водно-нефтяную эмульсию. В большей степени ее удавалось выделять из проб с Куюмбинского месторождения.

Отделившийся слой нефти (верхний) сливали, а оставшийся промежуточный слой внизу пробирки промывали слабым раствором соляной кислоты до обесцвечивания желтого окрашивания (рис. 4). При обработке промежуточного слоя соляной кислотой происходило активное выделение пузырьков газа с запахом сероводорода. Далее производили двукратную промывку толуолом выделившегося геля, повторное центрифугирование и дальнейшую сушку образца на воздухе.


Рисунок 4 – Пробы промежуточного слоя после обработки: а – соляной кислотой, б – толуолом и центрифугирования, в – двухкратной обработки толуолом и центрифугирования.

В пробах Юрубчено-Тохомского месторождения выделить показанный на рисунке 4 порошок удавалось только в следовых количествах в виде взвеси.

Для выявления химического состава порошка из промежуточного слоя его подвергали растворению в различных химических растворителях. Растворение порошка происходило в метаноле и ацетоне, а при растворении в избытке толуола образовывался гелеобразный студень, и выделялось три фазы – толуол, вода и порошок. Из чего можно сделать предположение, что «гель» является набухающим полимерным материалом, растворимым в полярных апротонных растворителях.

Порошок высушивали на воздухе и подвергали элементному CHNSO-анализу. Результаты представлены в таблице 1. 

Таблица 1 – Результаты элементного элементного CHNSO-анализа компонентов промежуточного слоя Куюмбинского месторождения.

Зольность, % масс.

Содержание на беззольную пробу, % масс.

С

Н

N

S

О (по разнице)

63,2

22,8

4,4

˂0,2

0

˃72,6


При сжигании геля, выделенного центрифугированием до промывки толуолом и кислотой, были получены образцы золы (рис. 5), которые были проанализированы методом рентгенофлуоресцентного анализа (таблица 2).


Рисунок 5 – Образцы золы промежуточного слоя.

Таблица 2 – Результаты рентгено-флуоресцентного анализа золы промежуточного слоя, основные компоненты

Месторождение

Si

Al

Fe

Ca+Mg

K+Na

Cl

Куюмбинское

59,5

11,3

10,9

2,1

0,9

4,2

Юрубчено-Тохомское

36,2

5,6

19,4

7,3

5,2

6,1


Влияние технологических процессов на формирование стойких эмульсий

Для выявления причин появления показанных ранее компонентов промежуточного слоя в продукции скважин, были проанализированы технологические процессы добычи нефти на рассматриваемых месторождениях.

Как говорилось ранее, оба предприятия используют как механизированный, так и фонтанный способы добычи, причем проявления промежуточного слоя наблюдается на скважинах и того, и другого фондов.

Кислотная обработка для стимулирования притока является традиционным приемом повышения продуктивности добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин. Механизм процесса кислотных обработок заключается в создании новых каналов, увеличении радиуса активного дренирования пласта за счет частичного растворения скелета породы, очистки поровых каналов от отложений АСПО, механических загрязнений и глинистых частиц. Солянокислотные обработки проводятся на обоих месторождениях с использованием совместимых с пластовыми флюидами реагентов.

На Юрубчено-Тохомском месторождении проводится солянокислотная обработка призабойной зоны пласта с использованием самооткланяющегося кислотного состава на основе реагента «Катол 40». Т.е. на Юрубчено-Тохомском месторождении используется технология, предусматривающая образование вязкоупругого геля [3]. На Куюмбинском НГКМ применяются другие составы, но при проведении испытаний на совместимость этих составов с нефтью в различных соотношениях не было обнаружено образование эмульсий, выпадения осадка и помутнений.

Аналогично совместимыми являются используемые на месторождениях ингибиторы солеотложений.

Буровые растворы представляют собой сложную смесь различных веществ с водной или углеводородной дисперсионной средой. Были рассмотрены подробно компоненты буровых растворов. Обычно для получения устойчивой эмульсии используют эмульгатор растворимый в среде, с которой необходимо совместить не растворимое в этой среде вещество. Например, талловое масло, а также продукты его взаимодействия с диэтаноламином являются нефтерастворимыми веществами, это обуславливает их способность стабилизировать эмульсию типа вода в нефти. Диэтаноламин, напротив, плохо растворим в нефти и хорошо растворим в воде, что делает его стабилизатором эмульсий типа нефть в воде. Ксантановая смола за счет своей способности образовывать гель в водной фазе стабилизирует эмульсию типа нефть в воде. Основными компонентами, способными стабилизировать эмульсию, являются анионные нефтерастворимые ПАВ, неионогенные водорастворимые и нефтерастворимые ПАВ, а также бентонит, набухающий нефтяной фазе.

Оба месторождения расположены на западе Сибирской платформы. По характеру преобладающих пустот коллекторы месторождений относятся к трещинному и каверново-трещинному типу. Матрица пород плотная, практически непористая и непроницаемая, пустотное пространство образовано трещинами, пустотами выщелачивания по трещинам и собственно кавернам [4-6].

При бурении ряда скважин на Куюмбинском НГКМ было вскрыто катастрофическое поглощение бурового раствора практически сразу после начала бурения, после чего переходили с бурового раствора на техническую воду и продолжали бурить без выхода циркуляции с минимальным расходом промывочной жидкости [2].

Уже на первоочередном участке разработки Юрубчено-Тохомского НГКМ при бурении были зафиксированы провалы на горизонтальных скважинах, что свидетельствует о вскрытии аномального коллектора с параметрами проницаемости, значительно превышающими стандартные значения. Только две трети скважин были пробурены до проектного забоя в связи с невозможностью дальнейшего бурения из-за катастрофических поглощений бурового раствора.

Различия в составах буровых растворов, применяемых на Юрубчено-Тохомском и Куюмбинском месторождениях, в частности в содержании в них органофильной глины, подтверждается различием в количестве выделяемого из промежуточного слоя порошка.

Так, на Юрубчено-Тохомском месторождении используется буровой раствор на нефтяной основе, содержащий компонент VG-PLUS, представляющий собой Бис(гидрированный таловый алкил) метилметанбензоламмонийхлорид бентонит (ГТАМХ-бентонит) и диоксид кремния.

На Куюмбинском НГКМ используется глинистый буровой раствор, в основе которого компонент МЕКС-БП 31 – органофильная глина, бентонит, обработанный аминами.

Органофильная глина гидратируется и распускается в органических жидкостях в присутствии полярных активаторов (например, толуол + ацетон, метанол), что и было показано в экспериментах по растворимости выделенного из промежуточного слоя порошка.

Кроме того, в составах буровых растворов обязательно присутствуют ПАВ и добавки, повышающие вязкость, которые способствуют стабилизации эмульсии и поддержанию частиц набухшего геля во взвешенном состоянии. На Юрубчено-Тохомском месторождении это DDP и DUO-VIS NS, содержащие ксантановую смолу и жирные кислоты таллового масло, на Куюмбинском – это комплексный эмульгатор МЕКС ОБ.

Типовой элементный состав органофильных глин представлен в таблице 3. Как видно при сравнении с результатами рентгенофазового и элементного CHNSO-анализов, наблюдаются сопоставимые данные по составу. Достаточно высокое содержание углерода в пробах порошка из промслоя можно связать с недостаточной очисткой пробы от толуола и нефти.

Таблица 3 – Основные компоненты органофильных глин [7].

Содержание, % масс.

SiO2

Al2O3

K2O + Na2O

MgO + CaO

Fe2O3

70,0-80,0

11,0-19,0

0,7-3,0

1,4-3,0

1,0-5,0

Таким образом, наиболее вероятно, что образование стойких ВНЭ на месторождениях связано с поглощением бурового раствора, содержащего органофильную глину. Образующаяся при ее набухании дисперсная система стабилизуется механическими примесями и сульфидом железа, а также природными эмульгаторами и эмульгаторами из бурового раствора.

По причине того, что помимо стандартной ВНЭ в промежуточном слое присутствует набухший гель, который формирует дополнительную коллоидную фазу, разрушение его стандартными методами (эмульгаторами, нагреванием, обработкой электрическим полем переменной частоты) при высоком содержании органофильной глины будет неэффективно. Более эффективными в данном случае будут гравитационные методы разделения, такие как отстаивание, центробежная сепарация, а также методы физико-химической химической обработки, снижающей гидратацию органофильной глины.

Разрушение промежуточного слоя на месторождении

Для случаев, в которых содержание органофильной глины в промежуточном слое невелико, был выполнен патентный поиск и выбран ряд разработок, в которых для интенсификации разделения эмульсий в продукцию предлагается вводить водяной пар и использовать различные методы турбулизации водно-углеводородных эмульсий [8-10].

Результаты экспериментальных исследований представлены в таблице 4.

Таблица 4- Результаты экспериментальных исследований по интенсификации разделения ВНЭ промслоя.

Метод разрушения

Преимущество

Ограничение

Увеличение дозировки деэмульгатора

Повышает эффективность разделения эмульсии на 3% по сравнению с контрольным образцом

Не требует внедрения дополнительных металлоконструкций

В случае стабилизации эмульсии механическими примесями увеличение дозировки неэффективно

Требует высоких экономических затрат

Введение растворителей

Повышает водоотдачу на 2% и снижает содержание стойкой эмульсии на 2,5 % по сравнению с контрольным образцом

Нет возможности использовать конденсат в связи с отсутствием на месторождениях соответствующей инфраструктуры

Обработка азотом / УВ газом

Повышает эффективность разделения эмульсии на 4 % по сравнению с контрольным образцом

Не устраняет стойкую эмульсию

Требует установки дополнительных линий трубопроводов, обеспечения особых условий эксплуатации

Обработка водяным паром

Повышает эффективность разделения эмульсии на 5 % по сравнению с контрольным образцом

В 3 раза снижает объем стойкой эмульсии.

Не требует внедрения сложных металлоемких конструкций

-

Соответственно, была предложена схема модернизации УПН, в которой параллельно с подачей деэмульгатора из блока дозирования реагентов устанавливается технологический патрубок, через который подается перегретый водяной пар среднего давления, получаемый на передвижной паровой установке. За счет подачи водяного пара с температурой 150 оС и давлением в среднем на 0,2-0,4 МПа выше, чем в трубопроводе, обеспечивается интенсивное перемешивание нефти и пара, что повышает эффективность разрушения бронирующих оболочек деэмульгатором, введенным в эмульсию, а сконденсированная влага укрупняет диспергированные капли воды и выполняет промывочную функцию для удаления растворенных солей. Для снижения ударной нагрузки на трубопровод и интенсификации перемешивания пар вводится тангенциально одним потоком. Для интенсификации внутритрубной деэмульсации в том числе и за счет действия центробежных сил, возможно применение контактных устройств на трубопроводе сразу после места установки патрубка для ввода пара. Экспериментальная оценка рассматриваемой схемы повышения эффективности разделения водонефтяной эмульсии показала, что даже кратковременная продувка перегретым водяным паром либо углеводородными газами в объемном соотношении 0,1 м33 мин позволила при последующем отстаивании увеличить объем выделившейся свободной воды на 10-20% в зависимости от обводненности исходной эмульсии.

Уже собранную в емкости эмульсию также возможно обработать водяным паром, выделившаяся вода может поступать на установку подготовки воды, а углеводородная фаза и пары - на повторное разделение на УПН.

Дополнительно предлагается внедрить линию некондиции подключенную к технологическим резервуарам на уровне 5-6 м, в связи с тем, что на данных уровнях скапливается стойкая эмульсия. При периодической перекачке данной эмульсии в горизонтальный сепаратор и обработкой водяным паром с помощью подключенной к данной системе передвижной паровой установки возможно обеспечить поступление на реализацию дополнительного объема нефти.

Для случаев, когда содержание органофильной глины в промежуточном слое велико, предлагается рассмотреть возможность гравитационного разделения, например, с использованием центробежного сепаратора, или термохимической обработки, предложенных «ТатНИПИнефть» и ПАО «Татнефть» [10]. Эти методы сочетают нагрев, обработку соляной кислотой и разделение в центробежном сепараторе, с последующим направлением отделенной нефти обратно на УПН. Таким образом, удается достичь максимального снижения количества образующихся отходов и вернуть максимальное количество продукции в технологический процесс.

Заключение

В результате проведенных исследований установлено, что образование стойкой эмульсии промежуточного слоя вызвано поглощением и последующим выносом вместе с продукцией бурового раствора. Основным стабилизирующим фактором является органофильная глина, которая набухает в углеводородной среде с образованием гелеобразной субстанции. Стабилизируется ВНЭ эмульгаторами, входящими в состав бурового раствора, и сульфидом железа.

Разрушение такой эмульсии в электродегидраторах не эффективно. Показано, что применение перегретого водяного пара параллельно с подачей деэмульгатора из блока дозирования реагентов повышает эффективность разделения эмульсии на 5 % по сравнению с контрольным образцом и в 3 раза снижает объем остаточной эмульсии. Для отделения промежуточного слоя с высоким содержанием органофильной глины рекомендуется использование гравитационных методов разделения, например - центробежной сепарации.


 

Литература

1. А.А. Харитонов, Н.Г. Квеско Методы ликвидации осложнений при бурении скважин на Куюмбинском лицензионном участке // Международный научно-исследовательский журнал. - 2016. – С. 99-101.

2. В.Н. Маркова, О.В. Найденов, В.И. Кудрявцева Трещинноватость рифейских карбонатных пород Куюмбинского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2008. – №3. - С. 22-27

3. Н.И. Барковский, В.В. Плотников, О.И. Якимов, Т.В. Чабина, А.Ю. Пермяков Комплексные лабораторные исследования технологии кислотной обработки терригенного и карбонатного коллекторов, в том числе с применением самоотклоняющихся составов. // Геология, гефоизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – №7. - С. 36-43

4. В.М. Иванишин, Р.У. Сираев, Е.М. Данилова, А.Г. Вахромеев Инновационные технологии первичного вскрытия нефтяной залежи в АНПД в трещиновато-кавернозных коллекторах рифея Юрубчено-Тохомского НГКМ. // Вестник Иркутского Государственного Технического Университета. - 2014. - № 10(39). – С. 86-91

5. Р.Х. Акчурин, Р.У. Сираев, В.В. Че Подбор методик для борьбы с поглощениями в сложных геолого-технических условиях Юрубчено- Tохомского нефтегазоконденсатного месторождения // Вестник Иркутского Государственного Технического Университета. - 2014. - № 8. – С. 45-50

6. С.А. Сверкунов, А.Г. Вахромеев Анализ результатов вскрытия продуктивного пласта горизонтальными стволами на первоочередном участке разработки Юрубчено-Тохомского месторождения // Вестник Иркутского Государственного Технического Университета. - 2013. - № 8(79). – С. 53-59

7. Везенцев А.И., Королькова С.В., Воловичева Н.А. Физико-химические характеристики природной и модифицированной глины месторождения поляна Белгородской области // Сорбционные и хроматографические процессы. - 2008. - Т.8. - Вып.5. – C. 790-795

8. Патент РФ 2162725 Способ подготовки нефти к переработке и установка для ее осуществления // Заявл. 2000109656/12, 17.04.2000 / Пахотин Г.Л., Пахотин Л.Г., Пахотин К.Г., Пахотина Л.Ф.

9. Патент 2417245 Способ обезвоживания высокоустойчивых водоуглеводородных суспензий и унифицированный комплекс для его реализации // Заявл. 2009115211/04, 21.04.2009 / Хуснутдинов И.Ш., Заббаров Р.Р., Копылов А.Ю., Ханова А.Г.

10. Патент РФ 2356596 Устройство для разрушения водно-нефтяной эмульсии при транспортировании по трубопроводу // Заявл. 2008105505/15, 2008.02.12 / Гумовский О.А., Сахабутдинов Р.З., Космачёва Т.Ф.

10. Э.И. Ахметшина, Ф.Р. Губайдулин, С.Н. Судыкин, Л.С. Каравашкина Разработка технологий разделения промежуточных слоев, образующихся на объектах подготовки нефти ПАО «ТАТНЕФТЬ» // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. – 2018. – С. 258-265.


Keywords: water-oil emulsion, oil treatment unit, drilling mud, organophilic clay





Статья «Борьба с осложнениями: водонефтяные эмульсии» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№9, Сентябрь 2020)

Авторы: