Применение смесителей для смешения попутного нефтяного газа и воды в системе поддержания пластового давления.

Введение

С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее нефтеотдачи проводят нагнетание рабочего агента в пласт для создания напорного режима, который имеет большую конечную нефтеотдачу по сравнению с режимами истощения.
В большинстве случаев (для месторождений в Российской Федерации более 80%) используется система поддержания давления аккумулятора путем откачки воды. Закачка газа менее эффективна из-за уменьшения покрытия, также используются коэффициенты извлечения нефти. Этому способствуют значительная крышка резервуара, отсутствие давления воды в контуре и наличие большого количества набухающих глин в резервуаре.
Для поддержания пластового давления также применяют смешенные попутный нефтяной газ и воду. Данный метод способствует повышению степени извлечения нефти из недр и оптимизации разработки месторождения в целом.
Впервые в нашей стране смесь воды и газа была перекачана в 1966 году на месторождении «Озек-Суат» в Ставропольском крае. За два десятилетия освоения этого месторождения по-новому добыча нефти на месторождении превысила 80% геологических запасов нефти, дополнительная добыча нефти достигла 1 млн. тонн.
Целью работы является изучение конструкции статических смесителей, применяемых для смешения воды и попутного нефтяного газа в системе поддержания пластового давления.
Для выполнения данной цели поставлены следующие задачи:
Дать характеристику попутному нефтяному газу;
Изучить основные свойства воды, используемой в системе ППД, ее состав, основные загрязнения и способы ее очистки;
Рассмотреть процесс закачки смеси воды и газа в пласт, его преимущества, оборудование для смешения;
Описать принцип действия статических смесителей;
Привести конструкции некоторых статических смесителей для смешения воды и попутного нефтяного газа;
Сделать выводы о проделанной работе.


1 Характеристики сред

1.1 Попутный нефтяной газ
Под попутным нефтяным (растворенным) газом (ПНГ) понимается смесь легких газообразных углеводородов, находящихся в пластовых условиях в растворенном состоянии в нефти. Его содержание может колебаться от нескольких единиц до нескольких тысяч кубических метров на тонну нефти.
Растворенный газ содержит кроме метана более 15% (мольных) этана, пропана, бутана и других углеводородов [1]. По своим свойствам ПНГ является ценным углеводородным сырьем, однако его использование может быть нерентабельно для недропользователей по причине высокого содержания примесей, малых объемов добычи (недостаточных для продажи) и т.д.
Когда нефть добывается в одно и то же время, большое количество ПНГ транспортируется к поверхности земли. Добыча попутного газа при разработке нефтяных месторождений имеет ряд особенностей по сравнению с добычей газа с газовых месторождений.
Таким образом, если добыча природного газа может регулироваться в соответствии с потребностями, объем нефтяного газа зависит от объема добываемой нефти. Попутный нефтяной газ – неизбежный спутник нефти. Он также добывается, когда нет потребителя или нет транспортных средств для его доставки потребителю, удаленному от поля. Такая ситуация обусловлена ​​характеристиками физико-химических свойств пластовой нефти.
Пластовая нефть представляет собой термодинамически нестабильную многокомпонентную химически сложную систему, состоящую из метана (парафина) углеводородов, нафтеновых и ароматических рядов. Сопутствующие газы углеводородного и неуглеводородного происхождения могут быть растворены в различных количествах в нем.
В условиях резервуара из-за высокого давления углеводороды и попутные газы находятся в жидком состоянии. Однако по мере снижения давления попутные газы и отдельные парафиновые углеводороды становятся полностью или частично газообразными.
По мере того, как давление постепенно снижается во время движения нефти в пласте, вдоль ствола скважины и в нефтепромысловом сообщении, количество и состав выпускаемого газа непрерывно изменяются. Процесс дегазации газа сильно зависит от температуры. Повышение температуры способствует более интенсивному выделению газа.
Содержание исходного углеводорода в пластовом масле определяет потенциальные ресурсы нефтяного газа, а также его углеводородный состав.
Ресурсы попутного нефтяного газа: объем газа, добываемого вместе с нефтью из недр при эксплуатации нефтяного месторождения в течение определенного периода с учетом его качественных характеристик. Ресурсы нефтяного газа определяются как произведение объема нефти, добываемого газовым фактором.
Под газовым фактором мы подразумеваем объем выпущенного газа, отнесенный к 1 тонне или 1 м3 добытой нефти. Этот объем газа приводит к стандартным условиям (давление 101325 Па и температура 293 °С) или нормальным (давление 101325 Па и температура 273 °С).
Размер газового фактора и углеводородного состава образующегося нефтяного газа зависит от состава компонентов породы, расстояния между стволом скважины и газовыми и водонефтяными контактами, работы скважин (например, газлифта), условий для осаждения. из пластового масла и др. На нефтяных месторождениях, которые были разработаны при поддержании давления в аккумуляторе, газовый фактор и газовый состав в условиях постоянного разделения практически не отличаются от времени работы.

Изменение условий пласта (давления и температуры) приводит к изменению физико-химических свойств и состава нефти с течением времени. Например, при разработке месторождений растворенного газойля (пластовое давление ниже давления насыщения) газ покидает раствор, и пузырьки окклюдированного газа расширяются, перемещая нефть в скважину. Этот режим характеризуется истощением пластовой энергии.
В таких случаях значение фактора сначала непрерывно увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается (на заключительной стадии развития). Увеличение газового фактора обусловлено относительной скоростью нефти и газа и наличием свободного газа в призабойной зоне, которая переносится в скважину вместе с нефтью.
Снижение газового фактора является следствием истощения запасов растворенного газа в нефти.
В соответствии с тем фактом, что коэффициент газа для каждого месторождения может иметь различное значение в зависимости от конкретных условий, проводится различие между коэффициентами формовочного и рабочего газа.
Коэффициент запаса газа - количество газа, назначенного на 1 тонну нефти, отделенного в лабораторных условиях однократной дегазацией глубокого образца нефти при P = 101325 Па и T = 293 ° K. Коэффициент газа месторождения является одним из индикаторов состояния разработки нефтяного месторождения.
Коэффициент рабочего газа (общий) - это общее количество газа, выделенного на 1 тонну нефти, которое будет выпущено на всех этапах сепарации по технологическим параметрам для сбора и обработки нефти и газа, принятых на месторождении. Рабочий газовый фактор характеризует ресурсы нефтяного газа, которые принимаются в расчетах добычи и утилизации этого газа.
Количество попутного нефтяного газа варьируется в широком диапазоне от нескольких десятков до нескольких сотен кубометров газа на кубический метр нефти.
Состав качественно связанных нефтяных газов не отличается от состава природных газов; однако количественная разница очень значительна. Содержание метана в них не должно превышать 25 ... 30%, но значительно превышать его аналоги - этан, пропан, бутан и высшие углеводороды. Следовательно, эти газы являются жирными или богатыми газами.
Состав попутного нефтяного газа связан с возрастом и составом вмещающих нефть пород. Большое влияние на состав газа оказывает глубина нефтяного пласта. Так, верхние горизонты дают более сухой газ, тогда как газ более глубоких горизонтов характеризуется большим содержанием гомологов метана, углекислого газа и азота.
Для месторождений Западной Сибири эта закономерность прослеживается на примере попутных газов Советского (глубина 1600….2000 м) и Игольско-Талового (глубина 2800…2900 м) нефтяных месторождений.
Содержание метана в газе Советского месторождения в 1,4 раза выше, чем в газе Игольско-Талового месторождения, в тоже время содержание этана меньше в 2 раза, бутана в 1,7 раза, пропана в 1,6 раза. В попутном газе Игольско-Талового месторождения углекислого газа содержится в 3,7 раза, а азота в 6,6 раза больше, чем в газе Советского месторождения.
Из-за различий в количественном составе родственных и природных газов их физические свойства различны. Плотность (по воздуху) попутных газов выше, чем у природных газов, и составляет один или несколько. Соответственно, удельный объем попутных нефтяных газов меньше, чем для природных газов. Из-за того, что нефтяной газ содержит больше углеводородов, чем природный углеводород, теплотворная способность попутного нефтяного газа выше. Обычно он достигает 46 000 ... 50 000 Дж / кг.
Таким образом, благодаря своему химическому составу и физическим свойствам попутный газ является ценным сырьем и может использоваться в различных отраслях промышленности.

1.2 Вода системы поддержания пластового давления (ППД)
Использование системы разлива воды при разработке нефтяных месторождений позволяет ускорить темпы разработки и увеличить добычу нефти. Для закачки в пласт используется вода различных характеристик и состава. Для извлечения тонны нефти на поверхность требуется около 1,5-2,5 кубометров. метров воды, в зависимости от типа наводнения.
Все воды ППД классифицируется следующими физическими свойствами:
1) Минерализация – количество неорганических солей растворенных в единице объема воды. Большинство вод являются хлор-кальциевыми (CaCl2), большое количество MgCl, NaCl, KCl. Чем выше минерализация, тем больше коррозионная активность. Поэтому при использовании соленой воды добавляются ингибиторы коррозии, которые подбираются индивидуально.
2) pH (водородный показатель). Наибольшей вытесняющей способностью обладают щелочные воды (pH>8).
3) Жесткость воды – определяется содержанием в составе воды ионов Ca+2 и Mg+2.
4) Плотность вод систем ППД – определяется количеством и молекулярным весом растворенных в воде солей. Для Волго-Урала: 1150…1300 кг/м3, Западная Сибирь: 1020…1120 кг/м3. С точки зрения величины плотности обычно стремятся к значению не ниже плотности естественной пластовой воды (зависит от степени минерализации). Если плотность меньше – вода разжижается, интенсивность выпадения солей увеличивается.
5) Вязкость воды. Также определяется количеством минеральных солей содержащихся в воде.
6) Электропроводность. Находится в прямой зависимости от минерализации. От 0,2 до 1 Ом·м.
Общепринятая классификация природных вод по составу – классификация Сулина (4 типа):
а) Сульфатно-натриевый;
б) Гидрокарбонатно-натриевый;
в) Хлоридно-натриевый;
г) Хлоридно-кальциевый.
Требования к водам систем ППД:
1) Технологичность (простота) эксплуатационной системы ППД без осложнений.
2) Вытесняющая способность – определяется лабораторным путем и оценивается по величине коэффициента вытеснения нефти водой.
3) Низкая интенсивность взаимодействия с породообразующими минералами – смачиваемость горной породы водой.
4) Отсутствие или очень низкое содержание механических частиц. Считается, что в каналах фильтрации (25…30 микрон) свободно могут передвигаться частицы размер которых не превышает 10 микрон.
5) Отсутствие нефтепродуктов. В большинстве вод систем ППД на современном уровне их обработки содержится капельной нефти от 10 до 70 мг на литр.
6) Отсутствие микроорганизмов.
Характеристика поверхностных вод нефтяных месторождений Западной Сибири:
а) Содержание механических частиц – 16 мг/л;
б) То же в период весеннего паводка – 32 мг/л;
в) Содержание железа – до 3,6 мг/л;
г) Минерализация – 0,06…0,07 г/л;
д) Щелочность – 0,7…2,6 мг-экв/л;
е) Жесткость – 0,7…2,5 мг-экв/л.
Качество воды, используемой для поддержания пластового давления, включает наличие хороших нефтевытесняющих свойств, небольшое содержание механических примесей и эмульгированной нефти, отсутствие снижения проницаемости пласта (приемистости нагнетательных скважин), отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, кислорода, водорослей и микроорганизмов.
Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий

. Диоксид углерода понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода - серную кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция.
Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов.
Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода (анаэробные бактерии), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии).
Сульфатовосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде, и образовывать до 100 мг/л сероводорода.
Снижение проницаемости пласта возможно вследствие набухания глин в пресных водах, химической несовместимости по солевому составу закачиваемой воды с пластовой, выпадения различных осадков и др.

Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают (кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения [2].
Источники закачиваемой воды могут быть разные. В настоящее время используют воды: открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей); грунтовые (подрусловые и артезианские); глубинные (нижних и верхних глубинных горизонтов); сточные.
Подземные воды характеризуются широким разнообразием химических составов (минерализация 100 ... 200 мг / л), низким содержанием взвешенных частиц. Их можно скачать без какой-либо специальной подготовки.
Воды глубинных горизонтов в большей степени минерализованы и не требуют дополнительной обработки.
Воды поверхностных водоемов значительно уступают по качеству грунтовым и глубинным, содержат большое количество механических примесей (глины, ила, песка), особенно в период ливней, паводков, снеготаяния, штормов, способны вызвать набухание глин, кроме морской воды (минерализация черноморской и каспийской вод составляет 16 и 13 г/л).
Сточные воды состоят в основном из пластовых (около 83%), добываемых вместе с нефтью, пресных (12 %), подаваемых в установки подготовки нефти, и ливневых (5 %) вод. Они минерализованы (15…3000 г/л) и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами.
Однако сточные воды содержат большое количество эмульгированного масла, механических примесей, а также углекислого газа и сероводорода. Необходимость очистки от механических примесей и эмульгированного масла увеличивает стоимость использования сточных вод. Однако проблема защиты окружающей среды и утилизации сточных вод решена.

Системы закачки воды используют более 60% сточных вод, остальная часть все еще закачивается во впитывающие скважины или сбрасывается в испарители без дренажа. Сброс коммерческих сточных вод в водоемы полностью прекращен. Следует отметить, что система ППД является динамичной: сначала используется вода из внешних источников, а затем пластовая вода замкнутого цикла (безотходное производство).
Для проведения ППД можно использовать также стоки других промышленных предприятий (нефтеперерабатывающих заводов, калийных комбинатов, коммунальных хозяйств и др.). Источник воды выбирается на основе технико-экономического анализа с учетом технологии очистки воды.
При определении параметров воды, закачиваемой в пласт, особое внимание уделяется наличию растворенной нефти и взвешенных веществ, процент которых определяется свойствами пласта породы. Эти стандарты, указанные в ГОСТах, соблюдаются при подготовке воды перед ее закачкой в ​​резервуар.
Для этого используются простые гравитационные методы воздействия. Однако исследования показали, что объем такой воды, прокачиваемой через нагнетательные скважины, уменьшается намного быстрее, чем объем чистой пресной воды. Следствием этого является увеличение затрат на поддержание приемистости нагнетательных скважин за счет повышения давления нагнетания и более частых ремонтов. Кроме того, эксплуатация месторождения связана с определенными рисками загрязнения окружающей среды.
Загрязнение пресной воды чаще всего связано с плохой цементацией кольца. В результате вода, содержащая хлориды и сульфаты, закачанные в пласт, попадает в водоносный горизонт. Одни и те же вещества могут активировать процессы коррозии бетона, которые разрушаются через один-два месяца, а срок эксплуатации месторождения может достигать нескольких десятилетий.
Однако это не самая опасная вещь, которая может случиться. Известно, что концентрация сероводорода в донных отложениях на поздних стадиях развития во много раз выше нормы. Одной из причин такого высокого содержания сероводорода в добываемой воде является присутствие сульфатвосстанавливающих бактерий. Именно эти бактерии производят сероводород, который по правилам должен полностью отсутствовать в воде.
Получается, что вода, подготовленная для закачки в резервуар, должна отвечать требованиям не только технологического характера, но и окружающей среды.
Для системы поддержания давления резервуара на месторождениях, находящихся на ранних стадиях разработки, часто используется пресная вода, которая находится под землей или на ее поверхности. Эта вода требует предварительной очистки, чтобы исключить различные отложения в коллекторах. Но решающую роль играет не концентрация нежелательных включений, а взаимосвязь между размерами пор пород и частицами, закачиваемыми в пласт. Чтобы избежать заиливания порового пространства, необходимо, чтобы частицы, взвешенные в воде, были в пять и более раз меньше, чем поры пород резервуара.
Ряд нефтяных компаний определили требование о максимальном размере твердых веществ, присутствующих в воде, используемой для ППД. В зависимости от коллекторских свойств горных пород это значение может составлять от 1 до 5 мкм. Чтобы выполнить это условие, вода фильтруется через калиброванные отверстия на последней стадии очистки.
Определенную опасность образования осадка вызывает железо, которое имеет способность выделять хлопья размером от 1 до 3 мм. Другой причиной снижения проницаемости пласта может быть образование сульфидов железа. При проектных значениях системы ППД может образовываться около 16 кг коллоидных частиц в день, что будет оказывать непосредственное влияние на формирование пласта. Коллоидная сера, которая возникает в результате взаимодействия кислорода с сероводородом, может влиять на этот процесс. Растворенный кислород присутствует в достаточных количествах в источниках подземных вод.
Для очистки пресных вод используют установки с зернистым фильтром, для которого чаще всего используется кварцевый песок. Этот фильтрующий элемент отлично очищает воду от взвешенных частиц, но относительно нейтрален по отношению к железу.
Для очистки воды от железа применяют фильтрующие элементы с нанесенным на них слоем катализатора. Лучше всего, конечно, если сам фильтрующий элемент обладает каталитическими свойствами. Оптимальной скоростью фильтрации считается скорость в 5…10 метров в час в зависимости от процентного содержания железа.
Для очистки подтоварных вод используется многоступенчатая система очистки. В отстойнике крупные взвешенные частицы оседают, а нефтяные пятна всплывают на поверхность. Вторая и третья камеры также удаляют мелкие частицы нефти. Следующим этапом очистки является флотатор. Здесь коагулянт подается, а растворенные углеводороды, сероводород и диоксид углерода удаляются.
Дополнительная очистка от нефти происходит в электрохимическом флотаторе. В магнитном сепараторе находится намагниченная железная стружка, которая позволяет извлекать из воды растворенный кислород. Заключительная фаза очистки - фильтрация воды через ультрафильтры. Здесь взвешенные частицы и нефтяные включения задерживаются.
Итак, добыча нефти отрицательно влияет на водоемы разных типов. Это происходит из-за широкого использования примитивных механических методов очистки воды, используемых в системе ППД.
Для определения качества водоснабжения нефтеносных пластов необходимо разработать нормативную базу, учитывающую не только технологические, но и экологические требования. Для очистки пресной и технической воды уже есть несколько возможностей для инновационных методов очистки. Нефтяные компании могут только завершить научно-исследовательскую работу с внедрением этих технологий.

1.3 Опыт закачки смеси воды и попутного газа
Для решения проблемы утилизации попутного нефтяного газа существует еще один альтернативный метод утилизации - закачка газо-газовой смеси обратно в пласт под высоким давлением. В то же время, помимо решения проблемы утилизации ПНГ, этот метод помогает повысить степень извлечения нефти из недр и оптимизировать разработку месторождения в целом.
К положительным эффектам от закачки смеси воды и попутного нефтяного газа можно отнести:
1) при закачке ПНГ или водогазовой смеси обратно в пласт под высоким давлением уменьшается вязкость самой нефти, в связи с растворением в ней попутного нефтяного газа, за счет чего увеличивается ее подвижность;
2) устраняет преждевременное затопление, устраняя образование конуса подземных вод;
3) возможность разработки месторождения на поздней стадии добычи позволяет полностью использовать потенциал месторождения, что, в свою очередь, увеличивает прибыльность месторождения;
4) повышение степени извлечения трудно извлекаемой «битуминозной» нефти.
В работе [3] представлены результаты экспериментальных исследований по вытеснению нефти из пласта путем закачки воды и воздуха в гетерогенную модель пласта. Модель гетерогенного резервуара представлена ​​в форме параллелепипеда, образованного из органического стекла.

В этой модели были размещены четыре слоя кварцевого песка с соответствующей проницаемостью: первый слой с проницаемостью 0,90 мкм2; второй − 0,45 мкм2; третий − 0,25 мкм2; 0,1 − мкм2. С глиняной перемычкой между слоями. От кровли до подошвы проницаемость снизилась.
В ходе экспериментальных исследований, было поставлено три опыта: 1) закачка воздуха, 2) закачка воды, 3) периодическая закачка воздуха и воды.
В результате на основании результатов исследований было выявлено, что в первом эксперименте, когда в пласт вводили воздух, конечное извлечение керосина составляло 12%. Во втором эксперименте затопление водой составило 71%, а в течение безводного периода извлечение керосина оставалось на уровне 57%. При комбинированной закачке воздуха и воды - 73%, в безводный период - 71,5%, что соответственно на 14,5% выше, чем при простом заводнении.
Практическое применение этой технологии возможно благодаря компрессорным станциям для систем подачи газа, жидкости и газа