Способ удаления примесей из сырой нефти и газа

1 Область техники, к которой относится изобретения 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. Уровень техники Многие нефтяные или газовые скважины выносят на поверхность, одновременно с желаемой углеводородной текучей средой, нежелательные компоненты - примеси, такие как попутная вода, Н 2S 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, какH2S 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 удаление таких примесей, например, с помощью способа регенерационной обработки. Такой способ требует наличия специально предназначенного для его осуществления оборудования,расположенного на поверхности, ниже (по течению) от скважины, и такое оборудование, как правило, дорого, что увеличивает общие затраты на выполнение операций по добыче нефти. Сущность изобретения Целью настоящего изобретения является создание улучшенного способа уменьшения количества примесей, присутствующих в углеводородном потоке текучей среды, добываемой из подземного пласта, и который требует менее специфичного оборудования для его осуществления. В соответствии с настоящим изобретением, предлагается способ уменьшения количества примесей, присутствующих в углеводородной текучей среде, добываемой из подземного пласта в виде потока текучей среды через скважину, пробуренную в этом подземном пласте,включающий а) перевод по меньшей мере части от общего количества примесей во вторую текучую среду, присутствующую в потоке текучей среды; и 2 б) отделение этой второй текучей среды с указанной по меньшей мере частью от общего количества включенных в нее примесей, от углеводородной текучей среды; и в) удаление второй текучей среды с указанными включенными в нее примесями путем нагнетания ее в подземный пласт через по меньшей мере одну из скважин, включающих указанную и другую скважины, пробуренные в подземном пласте. Путем нагнетания второй текучей среды с растворенными в ней примесями в подземный пласт достигается возвращение примесей в их источник, т.е. в подземный пласт, без загрязнения окружающей среды и без необходимости иметь на поверхности специальное оборудование, предназначенное для удаления примесей. В результате с помощью способа по настоящему изобретению достигают технологии добычи углеводородной текучей среды с нулевым содержанием примесей. Для дальнейшего уменьшения количества технологического оборудования, требующегося на поверхности, предпочтительно, чтобы вторая текучая среда с указанной по меньшей мере частью от общего количества включенных в нее примесей была отделена от углеводородной текучей среды в скважине. В соответствии с данным изобретением,переводят по меньшей мере часть от общего количества примесей во вторую текучую среду,присутствующую в потоке текучей среды, когда указанный поток текучей среды протекает через скважину. Предпочтительно, стадия а) включает растворение по меньшей мере вышеуказанной части от общего количества примесей во второй текучей среде, а стадия б) включает отделение этой второй текучей среды с растворенными в ней примесями от углеводородной текучей среды. Способ по настоящему изобретению в частности, но не исключительно, пригоден для удаления H2S и СО 2 из углеводородной текучей среды, такой, как нефть, поскольку большая часть добываемой нефти содержит растворенные в ней H2S и СО 2, попадание которых в атмосферу необходимо предотвратить. В соответствии с данным изобретением,стадия а) включаетI) выбор вещества, которое реагирует с примесным компонентом с образованием продукта реакции, растворимого во второй текучей среде;II) введение 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. Способ по настоящему изобретению наиболее эффективен, если выбранное вещество 3 вводят в нижнюю часть скважины, куда поступает углеводородная текучая среда. 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 углеводородной текучей средой 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 указанный поток, в результате чего продукт реакции по существу растворяется в оставшейся части попутной воды. В случае, если примеси включают в себя Н 2S и СО 2, предпочтительно использовать ионы ОН- в потоке текучей среды, чтобы продукт реакции включал по меньшей мере один из ионов группы 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. Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения Данное изобретение более подробно описывается в нижеследующих примерах. Пример 1. Углеводородную текучую среду в виде нефти и газа добывают из подземного пласта через скважину. Поток добываемой текучей среды вытекает на поверхность через эксплуатационный трубопровод, расположенный в скважине. Как правило, поток текучей среды включает существенное количество попутной воды из подземного пласта. Кроме того, в ней присутствуют такие примесные компоненты,как Н 2S 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, в поток текучей среды вводят основание в форме NaOH (например, путем введения его в эксплуатационный трубопровод или в кольцевое пространство между эксплуатационным трубопроводом и обсадной трубой скважины), так,чтобы смешать его с потоком нефти и попутной воды. Введенный NaOH образует в водной фазе ионы ОН- , которые реагируют с H2S и СО 2 согласно нижеследующему: Н 2S + ОН-HS- + Н 2 О 4 СО 2 + ОН-НСО 3 НСО 3- + ОН-СО 32- + Н 2 О суммарная реакция Н 2 СО 3 + 2OН-СО 32- + 2 Н 2 О или СО 2 + 2OН-СО 32- + Н 2O где ионы HS-, S2-, НСО 3- и СО 32- растворены в водной фазе; только H2S и СО 2 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 СО 2 в нефтяной фазе. Таким образом эффективно осуществляется перенос H2S и СО 2 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 Н 2S и СО 2 в нефтяной фазе относительно высока, то можно дополнительно подать поток воды и смешать его с общим потоком нефти/воды, добываемым из скважины, чтобы создать больший объем воды, в котором растворяются H2S и CO2, 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 водному потоку в нагнетательном трубопроводе можно добавить ингибитор образования отложений или кислоту, чтобы не допустить образования таких отложений или растворить осажденные отложения. Пример 2. Поток углеводородной текучей среды(нефть/газ), содержащий H2S и СО 2, добывают из подземного пласта через эксплуатационный трубопровод, расположенный 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 струю текучей среды через скважину. Количество нагнетаемой второй текучей среды зависит от ко 5 личеств Н 2S и СО 2 в углеводородной текучей среде, 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 углеводородной текучей средой в кольцевом пространстве между эксплуатационным трубопроводом и обсадной трубой, на уровне зоны добычи. Перед тем, как вводить воду в поток углеводородной среды, в нее 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 эффективный переводH2S и СО 2 во вторую текучую среду, т.е. в водную фазу. Воду с растворенными в ней ионамиHS-, 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. После этого отсепарированную воду с растворенными в ней ионами вводят в подземный пласт через ту же самую или другую скважину,пробуренную в подземном пласте. Контакт между водой и нефтью можно усилить, например, путем использования смесителя, насоса для перекачки струи нефти и воды или центрифуги. Следует иметь в виду, что в вышеописанных примерах NaOH указан только в качестве примера, как одно из подходящих веществ для добавления в поток текучей среды, и что имеется множество других веществ, которые пригодны для осуществления способа по настоящему изобретению. Примерами таких веществ являются Са(ОН)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 углеводородной текучей среды путем преобразования его в HS- и/или в S2-, путем использования подходящих бактерий, которые вводят в поток текучей среды. 6 Кроме того, можно применять некоторые амины для связывания или преобразования CO2,присутствующего в углеводородной текучей среде. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ уменьшения количества примесей, присутствующих в углеводородной текучей среде, добываемой из подземного пласта в виде потока текучей среды через скважину, пробуренную в этом подземном пласте, включающий а) перевод, по меньшей мере, части от общего количества примесей во вторую текучую среду, присутствующую в потоке текучей среды; б) отделение этой второй текучей среды с указанной, по меньшей мере, частью от общего количества включенных в нее примесей от углеводородной текучей среды; и в) удаление второй текучей среды с указанными включенными в нее примесями, путем нагнетания ее в подземный пласт через, по меньшей мере, одну из скважин, включающих указанную и другую скважины, пробуренные в подземном пласте, причем стадия а) включает растворение, по меньшей мере, части 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) введения 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,причем стадия б) включает отделение второй текучей среды с растворенными в ней примесями от углеводородной текучей среды. 2. Способ по п.1, в котором примеси включают, по меньшей мере, H2S и СО 2. 3. Способ по п.1, в котором стадия II) включает введение выбранного вещества в нижнюю часть скважины, куда поступает углеводородная текучая среда. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором примеси включают, по меньшей мере, одно соединение из H2S и CO2, и в котором выбранное вещество включает ионы ОН-, причем продукт реакции включает, по меньшей мере, один из ионов группы 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, входящий в скважину. 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором вторая текучая среда представляет собой попутную воду, добываемую одновременно с углеводородной текучей средой из подземного пласта через указанную скважину. 8. Способ по п.7, в котором перед введением выбранного 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.1-6, в котором вторую текучую среду вводят в поток текучей среды посредством нагнетания ее в поток текучей среды через скважину. 10. Способ по п.9, в котором выбранное вещество растворяют во второй текучей среде,причем эту вторую текучую среду с растворенным в ней веществом вводят в поток текучей среды. 8 11. Способ по п.9 или 10, в котором перед введением второй текучей среды 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 стадия отделения второй текучей среды с указанной, по меньшей мере, частью от общего количества включенных в нее примесей от углеводородной текучей среды осуществляется в скважине. 13. Способ по любому из пп.1-12, в котором переводят, по меньшей мере, часть от общего количества примесей во вторую текучую среду, присутствующую в потоке текучей среды, во время протекания потока текучей среды через скважину. 14. Способ по любому из пп.1-13, в котором вторая текучая среда представляет собой воду.