Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ современных методов подготовки нефти на нефтяных месторождениях 6
1.1 Классификация нефтяных эмульсий, причины их образования и факторы устойчивости
1.2 Результаты разгазирования пластовых нефтей 25
1.3 Анализ динамики внедрения современных деэмульгаторов в России... 30
1.4 Деэмульгация нефти, реагенты и методы их использования 43
2. Общая характеристика оао «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» месторождения, технологические схемы 60
Выводы по разделу 2 72
3. Исследование процессов деэмульгации легких нефтей на месторождениях оао «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» 73
3.1 Исследование метода гравитационного разделения особо легких нефтей на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 71
3.2 Результаты исследования по применению метода электрод еэмульгации нефти на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 76
Выводы по разделу 3 79
4. Анализ эффективности применяемых деэмульгаторов технологических режимов в оао «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» 80
4.1. Анализ технологических режимов процессов термохимической подготовки нефти в ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» 80
4.2. Опытно - промышленные исследования глубокого обезвоживания нефти в трехфазных аппаратах 89
Выводы по разделу 4 99
5. Разработка метода снижения давления насыщенных паров при подготовке разнотипных нефтей оао «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» 101
5.1 Анализ метода компаундирования разнотипных нефтей ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз 101
5.2 Анализ режимов сепарации и расчет потерь нефти за счет дополнительного нагрева по месторождениям ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» 107
Выводы по разделу 5
Основные выводы и рекомендации 112
Список использованных источников 113
- Классификация нефтяных эмульсий, причины их образования и факторы устойчивости
- Общая характеристика оао «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» месторождения, технологические схемы
- Исследование метода гравитационного разделения особо легких нефтей на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
- Анализ технологических режимов процессов термохимической подготовки нефти в ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз»
Введение к работе
Актуальность проблемы. В настоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на заключительной стадии разработки, для которых характерна высокая обводненность (96-98 %) скважинной продукции. Одной из наиболее сложных задач, возникающих при подготовке скважинной продукции таких месторождений, является разрушение водонефтяных эмульсий, образующихся на различных стадиях обезвоживания.
Технологические схемы подготовки нефти месторождений формировались в условиях их ускоренного освоения, при этом не были выполнены широкие научные исследования физико-химических свойств скважиной продукции для обоснования процессов обезвоживания нефти.
Сложность технологии разрушения водонефтяных эмульсий заключается в необходимости одновременного учета множества параметров, меняющихся в динамике. К ним относятся: компонентный состав нефти, степень ее обводненности, температурный режим, необходимость индивидуального подбора химических реагентов - деэмульгаторов, с учетом их стоимости, а также средств, понижающих вязкость для каждого конкретного объекта с одновременной корректировкой их дозировок с течением времени в зависимости от изменения условий. Поэтому исследование факторов, влияющих на эффективность подготовки товарной нефти, является весьма актуальным.
Цель работы
Повышение эффективности подготовки нефти к транспорту путем совершенствования технологических схем и режимов процессов обезвоживания скважинной продукции.
Основные задачи исследования
Анализ результатов применения деэмульгаторов для повышения эффективности процессов обезвоживания скважинной продукции.
Опытно - промышленные исследования процесса обезвоживания
средних и тяжелых нефтей с использованием трехфазного сепаратора.
Исследование технологических параметров процесса обезвоживания легких нефтей с применением метода гравитационного разделения нефти и воды (холодного отстоя) для разработки технических средств подготовки скважинной продукции.
Промысловая апробация технологии подачи реагентов на установках подготовки нефти и определение оптимального технологического режима их работы на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
Научная новизна выполненной работы
Научно обоснована эффективность действия реагентов деэмульгаторов ФЛЭК Д 012 и УНИКЭМ (композиция на основе ФЛЭК Д 012) во времени и при изменении концентрации для подготовки скважинной продукции при добыче средних и тяжелых нефтей месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
Впервые для эксплуатации месторождений средних и тяжелых нефтей предложена методика промыслового исследования процесса обезвоживания с применением трехфазного сепаратора (газ - нефть - вода).
Практическая ценность и реализация
Реализация технологии компаундирования разнотипных нефтей с различной плотностью как эффективного способа снижения давления насыщенных паров нефти обеспечила увеличение выхода товарной нефти и дополнительную сдачу ее в объеме 100-300 тыс. тонн в год, а также, сокращение затрат на дополнительный нагрев нефти и утилизацию легких фракций.
Разработан аппарат для обезвоживания легких нефтей, внедрение которого на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» позволил разделять эмульсию без применения деэмульгатора, это обеспечило экономический эффект более 1150000 руб. в год.
3. Результаты исследований, выводы, методические и практические
рекомендации вошли в технологические регламенты установок
предварительного сброса воды (УПСВ) Крайнего, Карамовского, Сугмутского и Романовского месторождений, установок подготовки нефти (УПН) Муравленковского центрального пункта сбора (ЦПС), Суторминского ЦПС и Холмогорского ЦПС ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз».
Классификация нефтяных эмульсий, причины их образования и факторы устойчивости
Эмульсия представляет собой смесь двух взаимнонерастворимых жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Диспергированную жидкость называют внутренней, или дисперсной фазой, а жидкость, в которой она находится - дисперсионной, или внешней средой [23]. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием, в результате данного процесса образуются эмульсии. Нефтяные эмульсии классифицируют на три типа [24]: 1 -эмульсии в/н обратного типа (вода в нефти), содержание дисперсной фазы (воды) в дисперсионной среде (нефти) может варьировать от следов до 90-95%; 2 тип - эмульсии н/в прямого типа (нефть в воде). Они, как правило, образуются в следствие процессов разрушения обратных эмульсий. И, 3 тип -смешанная или "множественная" эмульсия. По результатам ряда исследований он характеризуется повышенным содержанием механических примесей [23, 25]. В эмульсиях различают две фазы - внутреннюю и внешнюю. Лиофобные, т.е. термодинамически неустойчивые, эмульсии классифицируют по полярности дисперсной фазы и дисперсионной среды, и по концентрации дисперсной фазы в системе. Классификация по полярности дисперсной фазы и дисперсионной среды - неполярной жидкости (нефти) в полярной воде - эмульсии первого рода, или прямые (МУВ), эмульсии полярной жидкости в неполярной среде - эмульсии второго рода, или обратные (В/М). Приводятся данные классификации эмульсии по концентрации дисперсной фазы в дисперсионной среде. Их распределяют на три вида: разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные. Разбавленные эмульсии - это системы жидкость - жидкость, которые содержат до 0,2% об. дисперсной фазы, концентрированные содержат до 74 объем. % дисперсной фазы, высококонцентрированные, соответственно, с содержанием дисперсной фазы свыше, чем 74 объем. %.
К особенностям разбавленных эмульсий относятся незначительный диаметр капель дисперсной фазы, высокая стойкость, наличие на каплях электрических зарядов и низкая вероятность их столкновения. К особенностям концентрированных эмульсий относятся большие размеры капель и возможность седиментации. В высококонцентрированных эмульсиях, как правило, наблюдается отсутствие седиментации капель и их деформация. Размеры капель дисперсной фазы в эмульсиях могут варьировать в широких пределах (от 0,1 до 100 мкм и более). Нефтяные эмульсии считаются полидисперсными системам, т.к. содержат частицы разных размеров.
Образование эмульсий. Причины образования промысловых нефтяных эмульсий определяются как природой нефти, так и технологией ее добычи. Нефтяная эмульсия образуется из нефти, пластовой воды и стабилизатора. Образование устойчивой нефтяной эмульсии происходит только после перемешивания неф ти и воды в присутствии стабилизатора, содержащегося в нефтяной фазе. Перемешивание может осуществляться при энергичном барботировании газа через сырую нефть и воду или при высокой скорости движения нефти и воды через небольшое отверстие [23]. Образование нефтяных эмульсий происходит при движении нефти и пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам, вследствие чего происходит их взаимное перемешивание, а в дальнейшем - дробление [26]. Существует ряд общих теорий, объясняющих возникновение агрегативно устойчивых эмульсионных систем нефти [27, 28].
Дисперсность нефтяной эмульсии. Характеризует степень разобщенности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность эмульсий определяется тремя основными величинами - это диаметр капли d, обратная величина диаметра капли D= 1/d (называют обычно дисперсность) и удельная межфазная поверхность, являющаяся отношением суммарной поверхности глобул к общему их объему. Все эти параметры тесно взаимосвязаны [29, 30, 19, 31]. Таким образом, от величины удельной поверхности и, соответственно, степени стойкости эмульсии зависит расход деэмульгатора с целью разрушения бронирующих оболочек глобул воды.
Вязкость эмульсий. Вязкость нефтяных эмульсий зависит от таких факторов как вязкость самой нефти, температуры формирования эмульсии степени обводненности нефти и степени дисперсности ( диаметра капель дисперсной фазы в дисперсионной среде для эмульсий типа В/Н). В связи с тем, что нефтяные эмульсии, как и парафинистые нефти, являются неныотоновскими жидкостями их вязкость изменяется в зависимости от градиента скорости. В таких случаях применяют термин «кажущаяся вязкость». Аномалии вязкости эмульсий возникают в результате деформации диспергированных частиц в процессе увеличения напряжения сдвига. Под воздействием сил приложения происходит деформация капли из шаровидной в эллипсоидную форму. Это затрудняет течение и приводит к повышению кажущейся вязкости эмульсии [32 - 38]. В основе электрического метода деэмульгации лежит свойство капель воды располагаться в эмульсиях вдоль силовых линий электрического ПОЛЯ [39].
Стойкость эмульсии определяется размерами капель, прочностью бронирующих оболочек, возникающих на их поверхности в результате адсорбции на границе раздела фаз нефть-вода асфальтово-смолистых веществ, тугоплавких парафинов и флотации капельками воды частиц механических примесей [40]. По данным исследований у устья скважины основной объем эмульгированной воды (98%) сконцентрирован в основном в каплях больших размеров (около 200 мкм). После прохождения газовой сепарации основной объем воды представлен каплями размером 10-15 мкм (95%). Существенно увеличивается объем эмульгированной воды в каплях размером 3 и 5 мкм. За счет неравномерности пульсаций в турбулентном потоке возникают зоны, в которых возможно существование капель воды различных диаметров. При попадании в область более высоких градиентов скоростей, с наличием капель критического диаметра, крупные капли испытывают тенденцию к дроблению. При выходе в зоны более низких градиентов и меньших масштабов пульсаций возникает тенденция к их слиянию. Это обуславливает присутствие широкого спектра диаметров капель воды в потоке нефти и объясняет причину поступления неоднородной эмульсии в отстойную аппаратуру установок. Соответственно, неустойчивость системы выражается в ее стремлении к разрушению эмульсии и укрупнению глобул за счет внутренних сил, направленных на уменьшение свободной поверхностной энергии. Вместе с тем, следует отметить, что этим тенденциям противостоят и другие процессы, характеризующие уменьшение абсолютного значения в результате адсорбционных процессов и упрочнением бронирующих оболочек из асфальтосмолистых веществ и других компонентов, возникающих на каплях пластовой воды [26].
Независимо от подхода к рассмотрению проблемы стабилизации эмульсий эти теории едины в том, что для придания агрегативной устойчивости эмульсионной системе, приготовленной из двух несмешивающихся жидкостей, необходимо присутствие третьего компонента, который выполняет роль стабилизатора [23]. Нефтяная эмульсия стабилизируется адсорбционными пленками, которые являются физическим барьером для контакта между диспергированными глобулами воды. При оценке стойкости нефтяных эмульсий различают кинетическую и агрегативную устойчивость [41, 24, 37, 40, 42]. Кинетическая (или седиментационная) устойчивость - это способность системы противостоять оседанию или всплыванию частиц дисперсной фазы под действием стоксовых сил.
Кинетическая устойчивость разбавленных водонефтяных эмульсий прямо пропорциональна вязкостным характеристикам нефти и обратно пропорциональна разности плотностей нефти, эмульгированных глобул воды и квадрату радиуса этих глобул (для разбавленных систем, когда содержание дисперсной фазы менее 3%)
Общая характеристика оао «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» месторождения, технологические схемы
В апреле 1981 года на основании приказа Миннефтепрома СССР для разработки Муравленсковского, Суторминского, Тарасовского и ряда других месторождений было создано производственное объединение "Ноябрьскнефтегаз". По объему добычи оно являлось в Советском Союзе одним из самых крупных производственных объединений (до 40 млн. тонн нефти в год).
Открытое акционерное общество «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» является структурным подразделением ОАО НК «Газпромнефть» и занимается разработкой Холмогорского, Пограничного, Карамовского, Спорышевского, Западно-Ноябрьского, Средне-Итурского месторождений (ТПДН «Холмогорнефть»); Новогоднее Холмистого, Чатылькинского, Южно-Удмурдского и Равнинного месторождений (ТПДН «Заполярнефть»); Суторминское, Крайнее, Западно-Суторминское, Вынгаяхинское, Восточно Вынгаяхинское, Восточно-Пякутинское, Еты-Пуровское, Муравленковское, Северо-Пямалияхское, Умсейское, Сугмутское, Северо-Янгтинское, Романовское, Меретояхинское месторождений (ТПДН «Муравленковскнефть»); Вынгапуровское, Ярайнерское (ООО «Заполярнефть»), расположенных на территории Ханты-Мансийского автономного округа и Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (рисунок 2.1). Крупнейшими месторождениями ОАО «Газпромнефть Ноябрьскнефтегаз» являются Суторминское и Муравленковское. Суторминское месторождение открыто в 1975 г., введено в эксплуатацию в 1982 г., а Муравленковское месторождение открыто в 1978 году, введено в эксплуатацию в 1981г. Наибольший вклад в общий объем добычи внес объединенный территориальный проект «Муравленковскнефть»— 17 млн. 938 тыс. тонн нефти. Подразделение "Холмогорнефть" добыло 9 млн. 65 тыс. 90 тонн, а "Заполярнефть" - 4 млн. 862 тыс. тонн нефти.
По срокам эксплуатации месторождения можно разделить на две группы: -старые, введенные в эксплуатацию до 1992 года (Суторминское, Муравленковское, Крайнее, Западно-Суторминское, Вынгаяхинское, Северо-Пямалияхское, Холмогорское, Карамовского, Пограничное, Спорышевское)
- новые, введенные в эксплуатации после 1992 года (Восточно Вынгаяхинское, Восточно-Пякутинское, Еты-Пуровское, Умсейское,
Сбор продукции скважин месторождений ТПДН «Холмогорнефть», ТПДН «Заполярнефть», ТПДН «Муравленковскнефть», ООО «Заполярнефть», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» осуществляется по сборным трубопроводам на ДНС и УПСВ, где осуществляется отделение попутного нефтяного газа от нефти, а на УПСВ еще и предварительный сброс воды. Окончательная подготовка и сдача нефти осуществляется на Холмогорском ЦПС, Вынгапуровском ЦПС Холмогорский ЦПС 1 Холмогорское месторождение ДНС-1 УПСВ I Холмогорское месторождение ДНС-3 УПСВ I Холмогорское месторождение ДНС-4 УПСВ I I Пограничное месторождение УПСВГ I I Пограничное месторождение ДНС-2 I I Западно-Ноябрьское месторождение УПСВГ I Спорышевское месторождение ДНС-2 УПСВ I Карамовское месторождение УПСВ I Средне-Итурское месторождение днеУПСВ I Рису іок 2.2 - Организационная схема объектоЕ ТПДН «Холмогорнефть» \ сбора и подготовки [ нефти Вынгаяхинский ЦПС
Муравленковскийцпс 1 Муравленковское месторождение ДНС-1 _ I I Муравленковское месторождение ДНС-4 J I Муравленковское месторождение ДНС-5 _ г Муравленковское месторождение ДНС-6 I I Муравленковское месторождение УПСВ- 2 и Г Северо - Помалияхское месторождение УПСВ J Г Умсейское месторождение УПСВ I Сугмутское месторождение УПСВ-1 I I Сугмутское месторождение УПСВ- 2 J Сугмутское месторождение УПСВ - 3 J Сугмутское месторождение УПСВ - За _J I Северо - Янгитинское месторождение УПСВ J Организационная схема объектов Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз гбора и п одготовки нефти 67 ЦПС
Суторминский ЦПС 1 Суторминское месторождение ДНС 2а 1 I Суторминское месторождение ДНС-4 1 Суторминское месторождение ДНС-6 J 1 Суторминское месторождение ДНС-12 Суторминское месторождение ДНС-5 J I Суторминское месторождение ДНС - 7а I Суторминское месторождение УПСВ-11 J I Суторминское месторождение УПСВ-13 I I Западно - Суторминское месторождение УПСВ-15 Крайнее месторождение дне -УПСВ I I і— Восточно - Пакутинское месторождение дне -УПСВ Рисунок 2.5 - Организационная схема объектов с Суторминского месторождения ;бора и пс дготовки нефти 68
Приведенные технологические схемы формировались в условиях ускоренного освоения месторождений ОАО "Газпромнефть Ноябрьскнефтегаз", при этом не были выполнены широкие научные исследования физико-химических свойств скважиной продукции для обоснования технологических схем подготовки нефти. Это привело к использованию резервуарной негерметичной подготовке скважиной продукции. В условиях разработки новых месторождений с высоким газовым фактором резервуарная подготовка нефти приводит к высоким невосполнимым потерям углеводородного сырья.
Проведенный анализ показал, что существующие технологические схемы подготовки скважинной продукции не учитывают физико-химические свойства пластовых флюидов новых месторождений с высоким газовым фактором. Используемые в настоящее время технологические схемы подготовки не позволяют минимизировать потери легкого углеводородного сырья при подготовке нефти в связи с недостаточной изученностью особенностей нефти каждого из месторождений. Для улучшения качества подготовки товарной нефти необходимо провести дополнительные исследования процессов деэмульгации, а также применения новых герметичных аппаратов -отстойников. Необходимо рассмотреть возможность компаундирования нефтей с различным газовым фактором для снижения потерь углеводородного сырья и увеличения количества сдаваемой через коммерческий узел учета нефти, соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858-2002.
Исследование метода гравитационного разделения особо легких нефтей на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
Основные принципы метода холодного гравитационного разделения нефтяной эмульсии был описаны выше в теоретическом разделе работы. Известные конструкции систем холодного гравитационного разделения нефти и воды (отстойники), как правило, состоят из объемных резервуаров и установленных в них патрубков. Патрубки служат входными компонентами системы по распределению нефтяной эмульсии и выходными компонентами раздельного отбора отстоявшейся нефти и воды. Одним из существенных недостатков систем холодного гравитационного разделения нефти и воды, используемых на месторождениях России является то, что принцип их применения заключается в отделении воды от нефти только на этапе после предварительного разрушения водонефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов. Таким образом, разрушенную нефтяную эмульсию при подаче в нее эффективного деэмульгатора в затрубное пространство скважин и (или) в начало сборного коллектора, как правило, направляют на территорию ДНС или УПН в сепараторы для разделения нефти, газа и воды. А лишь в последствии, после проведения сепарации она направляется в сырьевые резервуары, для отстоя без подогрева, а в последствии сдается товарно-транспортным управлениям для перекачки ее нефтеперерабатывающим заводам.
Процесс гравитационного разделения без применения деэмульгатора применялся при подготовке особо легких нефтей (ГОСТ Р 51858-2002, Таблица 3.1.) Новогоднего, Вынгапуровского, Вынгаяхинского и Равнинного месторождений. Таблица 3.1 - Классификация нефтей по плотности № Тип нефти — \Плотность, кг/м 0 Особо легкая 830,0 1 Легкая 830,1-850,0 2 Средняя 850,1-870,0 3 Тяжелая 870,1 -895,0 4 битуминозная 895,0
С целью реализации поставленной задачи был предложен следующий вариант ее решения. В предлагаемой нами модификации отстойника для отделения воды от нефти резервуар оснащен горизонтальным перфорированным патрубком для подачи водонефтяной эмульсии и патрубками с целью отвода обезвоженной нефти и воды. Подающий горизонтальный перфорированный патрубок был установлен в резервуаре на высоте 0,2 - 1,0 м, а отводящий обезвоженную нефть патрубок выполнен вертикальным с возможностью отбора нефти на уровне выше 7 метров. Таким образом, зазор между подающим горизонтальным перфорированным и вертикальным отводящим патрубком составил более 6 метров. Одним из основных моментов в данной конструкции является наличие перфорированного подающего горизонтального патрубка.
Следует отметить, что модификация конструкции [197], предложенная нами достаточно проста в исполнении (рисунок 3.1). Сам отстойник состоит из резервуара 1, в полости которого установлены перфорированный патрубок 2, подающий в резервуар водонефтяную эмульсию (сырую нефть), патрубок 3 для отвода обезвоженной нефти и патрубок 4 для отвода воды.
Подающий патрубок 2 установлен в полости резервуара 1 горизонтально на высоте 0,2 - 1,0 метр от уровня дна резервуара и перфорирован по бокам и снизу. Суммарная площадь перфорации патрубка в 1,5-2 раза превышает его сечение, а площадь боковой перфорации в 2 - 2,5 раза превышает площадь перфорации, расположенной снизу патрубка. Патрубок 3, отводящий обезвоженную нефть, установлен вертикально с возможностью отбора нефти с высоты 7-8 метров от уровня дна резервуара 1. Патрубок 4 для отвода воды установлен ниже патрубка 2. Рисунок 3.1 - Схема модифицированной конструкции отстойника. Проведены испытания отстойника, включенного в промысловую систему сбора и подготовки нефти после конечной сепарационной установки. Параметры отстойника: объем резервуара - 10000 м ; длина горизонтального перфорированного патрубка (маточника) для подачи некондиционной нефти (водонефтяной эмульсии) - 25 м, диаметр - 525 мм, высота установки над дном -0,6 м, на патрубке сделано 25 боковых прорезей размером 50x200 мм и 6 нижних - 80x200 мм; высота патрубка для отвода (откачки) нефти - 7,2 м, диаметр - 425 мм. Без применения деэмульгатора проводилась подготовка нефти с плотностью 809 -813 кг/м3. Обезвоженная нефть из резервуара поступала на прием насосов внешней перекачки [198]. Качество нефти соответствовало требованиям ГОСТ Р 51858-2002.
На Вынгаяхинском ЦПС до 1999 года подготовка товарной нефти проводилась электротермохимическим способом. Сырая нефть после предварительной сепарации на ДНС поступала в ЦПС нефти без отделения пластовой воды. После дегазации нефть поступала на 1 ступень обезвоживания в три параллельно работающих отстойника, объемом по 200 м3 при диаметре 3400 мм в условиях рабочего давления до 1 МПа. После проведения отстоя, нефть с содержанием воды не более 5% поступала в буферную емкость. В дальнейшем проводилось дополнительное разгазирование нефти. После проведения подогрева до 30С нефть направлялась на II ступень обезвоживания в два параллельно установленные горизонтальные электродегидратора объемом по 200 м3. Проведение электродеэмульгации нефти проводилось при температурном режиме до 40С, в условиях рабочего давления до 1,0 МПа и напряжения между электродами 20 кВт.
Остаточное содержание воды в товарной нефти при применении деэмульгатора было 0,03-0,05% об., содержание солей 40-50 мг/л. В качестве деэмульгатора использовались кемеликс 3440 X, сепарол ES 3388, диссольван 3408.
Анализ технологических режимов процессов термохимической подготовки нефти в ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз»
Для улучшения ассортимента используемых деэмульгаторов и сокращения затрат на подготовку нефти были исследованы существующие технологические режимы работы установок подготовки нефтей ОАО «Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз» и проведены лабораторные испытания эффективности действия применяемых, а также предлагаемых предприятиями-изготовителями для промысловых испытаний реагентов-деэмульгаторов. Обследование и лабораторные испытания установок Муравленковского центрального пункта сбора (НДС), Суторминского ЦПС и Холмогорского ЦПС выполнялись по следующей методике.
Поступающая на ЦПС эмульсия отбиралась с пробоотборника, установленного на общем коллекторе до точки подачи деэмульгатора. В пробы эмульсии дозировали испытываемые деэмульгаторы с удельными расходами 25,45 и 75 г/т нефти, затем пробы встряхивали 300 раз в течение 2 мин и отстаивали 90 мин при температуре 40 С. Через определенные промежутки времени фиксировали количество выделяющейся воды и качество раздела фаз нефть - вода. Через 90 мин отстоя выделившуюся воду удаляли специальным шприцем, оставшуюся нефть вместе с промежуточным слоем центрифугировали в течение 5 мин при частоте вращения 2000 мин"1. Центрифугированием определялось остаточное содержание воды в нефти и промежуточном слое, причем оставшаяся вода после центрифугирования выделялась в виде свободной фазы и остаточной неразрушенной эмульсии. Чем больше остаточной воды в нефти остается в виде неразрушенной эмульсии, тем ниже эффективность действия деэмульгатора, тем больше риск образования и накопления промежуточных слоев в отстойном оборудовании.
В контрольной пробе (без реагента) до и после отстоя также методом центрифугирования определялась агрегативная устойчивость эмульсии, характеризующая степень стабильности эмульсии, ее способность к саморазрушению в процессе отстаивания. Основные результаты лабораторных испытаний для Муравленковского ЦПС приведены в таблице 4.1 (температура опыта 40 С, исходная обводненность нефти 60 %, эмульсия с реагентом встряхивалась 400 раз в течение 3 мин). На основании проведенных исследований были сделаны следующие выводы.
1. Деэмульгатор СНПХ-4460 обеспечивает приемлемое качество подготовки нефти и воды при расходе от 75-80 г/т нефти, данные лабораторных испытаний приблизительно соответствуют текущим промысловым расходным нормам.
2. Предложенный вместо СНПХ-4460 отечественный деэмульгатор Синтал-ВСК-7602 (далее переименованный во ФЛЭК Д 012) может обеспечить приемлемое качество подготовки нефти и воды при расходе от 50-55 г/т нефти, замена СНПХ-4460 на Синтал-ВСК-7602 экономически эффективна.
В сентябре 2000 г. на установках подготовки нефти (УПН) Муравленковского ЦПС были проведены опытно-промышленные испытания нового деэмульгатора ФЛЭК Д 012, произведенного по ТУ-2483 001-24084384-97.
Испытания были начаты с замены деэмульгатора СНПХ-4460. При переводе УПН на новый реагент его подача была увеличена на 20 % текущей расходной нормы. Остальные режимы работ УПН не изменялись. Был усилен контроль качества продукции УПН. При установленной расходной норме деэмульгатора был отработано более 1 сут. при этом отсутствовали нарушения и сбои технологических режимов УПН и не ухудшилось качества продукции УПН.
Далее расход реагента постепенно снижался в течение 5 дней при усиленном контроле технологических режимов и качества продукции УПН. Расход ФЛЭК Д 012 удалось уменьшить до минимальной расходной нормы СНПХ-4460 (55-60 г/т), и время работы превысило 2 суток. При этом также не было зафиксировано нарушений режимов и ухудшения качества продукции УПН.
Установки продолжали работать с таким же расходом реагента. В период испытаний остаточное содержание воды в нефти с выхода УПН-1, 2 и УПН-3, 4 несколько снизилось и стабилизировалось на уровне 0,03-0,06 %. За весь период испытаний было зафиксировано хорошее и отличное качество дренируемой с отстойников УПН подтоварной воды. В период испытаний по всем УПН температура нагрева сырой нефти была снижена в среднем на 2 С. Качество продукции УПН также не ухудшалось [199].
До начала и во время испытаний контролировалась толщина промежуточного (холодного) слоя между водяной подушкой и нефтью в РВС-12, с которого сдавалась товарная нефть. Зафиксировано уменьшение толщины промежуточного слоя в среднем с 35 до 20 см. Снижение температуры нефти в резервуаре (вследствие снижения температуры в печах УПН) не увеличило толщину промежуточного слоя и остаточное содержание воды в товарной нефти. Среднесуточные основные показатели работы УПН в период испытаний приведены в таблице 4. По результатам опытно-промышленных испытаний были сделаны следующие выводы:
1. Деэмульгатор ФЛЭК Д 012 пригоден для промышленного применения на УПН Муравленковского ЦПС.
2. При существующих технологических режимах и условиях обработки нефти на УПН удельный расход деэмульгатора ФЛЭК Д 012, при котором отмечена стабильная работа УПН, равен 55-65 г/т нефти.
3. После раздельной подачи реагентов на УПН-1, 2 и УПН-3, 4 рабочий удельный расход деэмульгатора ФЛЭК Д 012 был изменен и в 2003 г. составлял 43-45 г/т нефти. В дальнейшем деэмульгатор ФЛЭК Д 012 стал успешно применяться на Суторминском ЦПС и других объектах подготовки ОАО«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
