Способ удаления примесей из углеводородной текучей среды

1 Область техники Данное изобретение касается способа уменьшения количества примесей, присутствующих в углеводородном потоке текучей среды, добываемой из подземного пласта, и может быть использовано в нефтяной и химической промышленности. Предшествующий уровень техники Многие нефтяные или газовые скважины выносят на поверхность, одновременно с желаемой углеводородной текучей средой, нежелательные компоненты - примеси, такие как попутная вода, H2S и СО 2. В случае попутной воды, соотношение попутная вода/углеводородная текучая среда для большинства скважин увеличивается в течение срока службы скважины. Это явление обусловлено тем фактом, что в большинстве углеводородных продуктивных пластов в подземных пластах нефтяной слой расположен поверх слоя воды, уровень которой увеличивается по мере того, как продуктивный пласт истощается из-за продолжающейся добычи нефти. Попутную воду обычно отделяют от нефти с помощью подходящих сепараторных устройств, например, отстойников. Кроме попутной воды, также добываются в существенных количествах такие примеси, как Н 2S и СО 2, поскольку эти газы растворены в добываемой нефти и воде. Эти компоненты вызывают нежелательное загрязнение окружающей среды, если их соответствующим образом не удалять из углеводородной текучей среды. Поэтому общепринятые технологии включают в себя удаление таких примесей, например, с помощью способа регенерационной обработки. Такие способы требуют наличия специально предназначенных для их осуществления установок, расположенных на поверхности, ниже (по течению) от скважины, и такие установки, как правило, дороги и громоздки. Другая проблема, связанная с одновременной добычей корродирующих примесных компонентов, таких как H2S и СО 2, состоит в ускоренном корродировании эксплуатационных трубопроводов для добычи углеводородного потока текучей среды (например, насоснокомпрессорная колонна в скважине). Сущность изобретения Целью настоящего изобретения является создание улучшенного способа уменьшения количества примесей, присутствующих в углеводородном потоке текучей среды в струе текучей среды, добываемой из подземного пласта, и притом способа, требующего менее специфичного оборудования для его осуществления и уменьшающего корродирование эксплуатационных трубопроводов. В соответствии с настоящим изобретением, предлагается способ уменьшения количества примесей, присутствующих в углеводородной текучей среде, добываемой из подземного пласта через скважину, пробуренную в этом под 000928 2 земном пласте, причем углеводородная текучая среда протекает через эту скважину в виде потока текучей среды: этот способ включает а) перенос, по меньшей мере, части от общего количества примесей во вторую текучую среду, присутствующую в потоке текучей среды, в то время, как указанный поток протекает через скважину; и б) отделение этой второй текучей среды с указанной, по меньшей мере, частью от общего количества включенных в нее примесей от углеводородного потока текучей среды. Путем перемещения примесей во вторую текучую среду во время протекания потока текучей среды через скважину, достигается исключение из технологического процесса специальной установки на поверхности, предназначенной для перемещения примесей в поток второй текучей среды. Кроме того, высокая температура и высокое давление потока текучей среды в скважине благоприятны для вышеуказанной стадии а). Например, количества газообразных примесных компонентов, таких как H2S и СО 2, имеют относительно небольшой объем в условиях высокого давления внутри скважины,в то время, как такие же количества имеют значительно больший объем в условиях, существующих на поверхности, что вызовет необходимость в соответственно больших объемах оборудования для обработки, производимой на поверхности. С помощью способа по настоящему изобретению также достигают того, что корродирующие примесные компоненты, такие как Н 2S и СО 2, по существу отсутствуют в эксплуатационных трубопроводах, расположенных ниже по течению после стадии сепарации, так что эти трубопроводы не подвергаются корродирующему воздействию примесных компонентов. Для дальнейшего уменьшения количества технологического оборудования, требующегося на поверхности, предпочтительно, чтобы вторая текучая среда с указанной,по меньшей мере,частью от общего количества примесей, включенных в нее, была отделена от углеводородного потока текучей среды в скважине. Предпочтительно стадия а) включает в себя растворение вышеуказанной, по меньшей мере, части от общего количества примесей во второй текучей среде, а стадия б) включает в себя отделение этой второй текучей среды с растворенными в ней примесями от углеводородного потока текучей среды. Способ по настоящему изобретению в частности, но не исключительно, пригоден для удаления H2S и СО 2 из углеводородного потока текучей среды, такой как нефть, поскольку большая часть добываемой нефти содержит растворенные в ней H2S и СО 2, и необходимо не допустить попадания их в атмосферу. В соответствии с данным изобретением,стадия а) включает:I) выбор вещества, которое реагирует с примесным компонентом, образуя продукт реакции, растворимый во второй текучей среде;II) подачу выбранного вещества в указанный поток текучей среды в скважине, в результате чего указанное вещество реагирует с примесным компонентом, а продукт реакции по существу растворяется во второй текучей среде потока текучей среды. Способ по настоящему изобретению наиболее эффективен, если избранное вещество вводят в нижнюю часть скважины, где в скважину поступает углеводородный поток текучей среды. Этого можно добиться, например, с помощью нагнетания указанного вещества в поток текучей среды в скважине через трубопровод,входящий в скважину. В одном из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, вторая текучая среда представляет собой попутную воду, добываемую одновременно с углеводородным потоком текучей среды из подземного пласта через указанную скважину. Количество выбранного вещества, которое должно использоваться,можно уменьшить путем отделения части попутной воды от потока текучей среды до введения этого вещества в поток текучей среды, так что продукт реакции по существу растворяется в оставшейся части попутной воды. Вторую текучую среду с включенным в нее примесным компонентом удобно удалять путем нагнетания ее в подземный пласт через указанную скважину и/или через другую скважину. Таким образом примеси возвращают в подземный пласт, из которого они и поступили,не причиняя при этом вреда окружающей среде. В случае, если примеси включают в себя Н 2S и СО 2, предпочтительно использовать ионы ОН- в потоке текучей среды, чтобы продукт реакции включал в себя по меньшей мере один из ионов группы ионов HS-, S2-, НСО 3- и СО 32-. Ионы ОН- могут быть образованы путем введения основания в поток текучей среды, или, в качестве альтернативы, путем электролиза второй текучей среды, например, с помощью биполярной мембраны. Данное изобретение более подробно описывается в нижеследующих примерах. Пример 1. Углеводородный поток текучей среды в виде нефти и газа добывают из подземного пласта через скважину. Поток добываемой текучей среды вытекает на поверхность через эксплуатационный трубопровод, который расположен в скважине. Как правило, поток текучей среды включает в себя существенное количество попутной воды из подземного пласта. Кроме того,в ней присутствуют такие примесные компоненты, как H2S и/или СО 2, поскольку эти компоненты растворены как в нефтяной фазе, так и в водной фазе. Чтобы удалить Н 2S и/или СО 2 из нефтяной фазы, основание в форме NaOH вво 000928 4 дят в поток текучей среды (например, путем введения его в эксплуатационный трубопровод или в кольцевое пространство между эксплуатационным трубопроводом и обсадной трубой скважины), так, чтобы смешать его со струей нефти и попутной воды. Введенный NaOH образует ионы ОН- в водной фазе, которые реагируют с H2S и СО 2 согласно нижеследующему:CO2 + 2 ОН-СО 32- + Н 2 О,где ионы HS-, S2-, НСО 3- и СО 32- растворены в водной фазе; только H2S и CO2 могут быть растворены как в водной, так и в нефтяной фазах. Таким образом, за счет добавления основания в форме NaOH концентрация ионов HS-, S2-,НСО 3- и СО 32- в водной фазе увеличивается, что ведет к уменьшению содержания H2S и CO2 в нефтяной фазе. Таким образом, эффективно осуществляется перенос H2S и CO2 из нефтяной фазы в водную фазу. В качестве варианта, перед добавлением основания, по меньшей мере, часть попутной воды отделяют от потока текучей среды, при этом получают то преимущество, что для достижения желаемого рН приходится добавлять меньшее количество основания. И наоборот, когда концентрация H2S и СО 2 в нефтяной фазе относительно высока, то можно дополнительно подать струю воды и смешать ее с общей струй нефти/воды, добываемой из скважины, чтобы создать больший объем воды,в котором растворяются H2S и СО 2, а также полученные ионы. Вслед за этим водную фазу, в которой растворены ионы HS-, S2-, НСО 3- и СО 32-, отделяют от нефтяной фазы с помощью одного или более сепараторов (например, циклонных сепараторов), которые могут быть расположены в скважине или на поверхности. Отсепарированную воду с растворенными в ней ионами затем нагнетают в подземный пласт, через нагнетательный трубопровод, расположенный в скважине. В качестве альтернативы, воду с растворенными в ней ионами можно ввести в подземный пласт через другую скважину. В случае, если вышеуказанные ионы проявляют тенденцию к осаждению в нагнетательном трубопроводе, то к водной струе в нагнетательном трубопроводе можно добавить ингибитор образования отложений или кислоту, чтобы не допустить образо 5 вания таких отложений или растворить осажденные отложения. Пример 2. Углеводородный поток текучей среды(нефть/газ), содержащий Н 2S и СO2, добывают из подземного пласта через эксплуатационный трубопровод в скважине, при этом отличие от примера 1 состоит в том, что отсутствует одновременное поступление из пласта попутной воды. Для того, чтобы применить способ по настоящему изобретению, в поток текучей среды вводят вторую текучую среду в виде воды, путем нагнетания второй текучей среды через подходящий трубопровод в поток текучей среды через скважину. Количество нагнетаемой второй текучей среды зависит от количеств H2S и СО 2 в углеводородном потоке текучей среды,но как правило (в случае добычи нефти), достаточным является небольшое количество, составляющее около 2-3 % по массе от расхода нефти. Вторую текучую среду вводят так, чтобы смешать ее с углеводородным потоком текучей среды в кольцевом пространстве между эксплуатационным трубопроводом и обсадной трубой, на уровне зоны добычи. Перед тем, как вводить воду в поток углеводородной среды, в эту воду добавляют NaOH, предварительно по существу освободив эту воду от образующих отложения компонентов, таких, как барий,стронций и кальций. NaOH образует ионы ОН- в водной фазе, которые реагируют с H2S и СО 2,присутствующими в потоке текучей среды, в соответствии с реакциями, описанными в примере 1. За счет этого достигается эффективное перемещение H2S и СO2 во вторую текучую среду, т.е. в водную фазу. Воду с растворенными в ней ионами HS-, S2-, НСО 3- и СО 32- подают на поверхность, где ее отделяют от углеводородной текучей среды. В качестве альтернативы,стадию отделения воды с растворенными в ней ионами от углеводородной текучей среды можно выполнять в скважине. В этом случае можно использовать небольшого размера циклонные сепараторы, установленные в скважине. Отсепарированную воду с растворенными в ней ионами можно ввести в подземный пласт через ту же самую или другую скважину, либо ее можно обработать, чтобы удалить из нее примесные компоненты. В последнем случае,например, в воду можно добавить образующие осадок компоненты, которые реагируют с растворенными ионами (например, с образованием солей). Полученный осадок затем удаляют из воды. Контакт между водой и нефтью можно усилить, например, путем использования смесителя, насоса для перекачки потока нефти и воды или центрифуги. Следует иметь ввиду, что в вышеописанных примерах NaOH указан только в качестве примера, как одно из подходящих веществ для 6 добавления в поток текучей среды, и что имеется множество других веществ, которые пригодны для осуществления способа по настоящему изобретению. Примерами таких веществ являются Ca(OH)2, Мg(ОН)2, LiOH и КОН. Количество основания, которое используют для осуществления настоящего изобретения,можно определить из стехиометрических соотношений. Например, примерно 1,82 кг NaOH потребуется для удаления килограмма СО 2, и примерно 2,35 кг NaOH потребуется для удаления килограмма H2S. Следует иметь в виду, что способ по настоящему изобретению может быть осуществлен на скважинах, предназначенных для добычи нефти как на суше, так и в море. В альтернативном варианте осуществления способа по настоящему изобретению Н 2S можно удалять из углеводородного потока текучей среды путем преобразования его в НS- и/или вS2-, с помощью подходящих бактерий, которые вводят в поток текучей среды. Кроме того, можно применять некоторые амины для связывания или преобразования СO2,присутствующего в углеводородном потоке текучей среды. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ уменьшения количества примесей, присутствующих в углеводородном потоке текучей среды, добываемой из подземного пласта через скважину, пробуренную в этом подземном пласте, причем углеводородный поток текучей среды протекает через скважину, включающий следующие стадии: а) переносят, по меньшей мере, часть от общего количества примесей во вторую текучую среду, присутствующую в этом потоке текучей среды, в то время, как указанный поток текучей среды протекает через скважину; б) отделяют вторую текучую среду, по меньшей мере, с частью от общего количества включенных в нее примесей от углеводородной текучей среды, причем на стадии а) растворяют,по меньшей мере, часть от общего количества примесей во второй текучей среде посредствомI) выбора вещества, которое реагирует с примесным компонентом с образованием продукта реакции, растворимого во второй текучей среде; иII) подачи выбранного вещества в поток текучей среды в скважине, для реакции с примесным компонентом, при этом продукт реакции по существу растворяется во второй текучей среде, причем на стадии б) отделяют вторую текучую среду с растворенными в ней примесями от углеводородной текучей среды. 2. Способ по п.1, в котором примеси включают в себя, по меньшей мере, Н 2S и СО 2. 3. Способ по п.1 или 2, в котором стадияII) включает подачу выбранного вещества в нижнюю часть скважины, где в скважину поступает углеводородный поток текучей среды. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором примеси включают в себя, по меньшей мере,одно соединение из Н 2S и СО 2, а выбранное вещество включает в себя ионы ОН-, причем продукт реакции включает в себя, по меньшей мере,один из ионов группы ионов HS-, S2-, НСО 3- и СО 32-. 5. Способ по п.4, в котором ионы ОН- образуются с помощью, по меньшей мере, одной из стадий, включающих введение основания в поток текучей среды и электролиз второй текучей среды. 6. Способ по п.5, в котором выбранное вещество вводят в поток текучей среды в скважине через трубопровод, расположенный в скважине. 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором вторая текучая среда представляет собой попутную воду, добываемую одновременно с углеводородным потоком текучей среды из подземного пласта через указанную скважину. 8. Способ по п.7, в котором до введения указанного вещества в поток текучей среды часть попутной воды отделяют от потока текучей среды, в результате чего указанный продукт реакции по существу растворяется в оставшейся части попутной воды. 9. Способ по любому из пп.1-8, в котором вторую текучую среду вводят в поток текучей среды посредством нагнетания ее в поток текучей среды через скважину. 8 10. Способ по п.9, в котором выбранное вещество растворяют во второй текучей среде и затем вторую текучую среду с растворенным в ней веществом вводят в поток текучей среды. 11. Способ по п.9 или 10, в котором перед тем, как вводить вторую текучую среду в поток текучей среды, эту вторую текучую среду по существу освобождают от компонентов, образующих отложения. 12. Способ по любому из пп.1-11, в котором после стадии б) удаляют примеси из второй текучей среды. 13. Способ по п.12, в котором выбранное вещество добавляют ко второй текучей среде, и оно реагирует с примесным компонентом, образуя осадок, который включает в себя этот примесный компонент, после чего этот осадок удаляют из второй текучей среды. 14. Способ по любому из пп.1-11, в котором удаляют вторую текучую среду с указанными примесями, включенными в нее, путем нагнетания ее в подземный пласт через, по меньшей мере, одну из скважин, включающих указанную и другую скважины, пробуренные в подземном пласте. 15. Способ по любому из пп.1-14, в котором стадия отделения второй текучей среды с указанной, по меньшей мере, частью от общего количества примесей, включенных в нее, от углеводородного потока текучей среды, осуществляется в скважине. 16. Способ по любому из пп.1-15, в котором вторая текучая среда включает в себя воду.