Совершенствование технологий обезвоживания тяжёлых нефтей пермской системы Республики Татарстан Судыкин, Сергей Николаевич

Содержание к диссертации

Введение

1 Анализ современного состояния проблемы промысловой подготовки тяжёлых нефтей и природных битумов 10

1.1. Ресурсы и классификация тяжёлых нефтей и природных битумов 10

1.2 Причины высокой устойчивости эмульсий тяжёлых, нефтей, природных битумов и способы их разрушения 18

1.3 Промысловая подготовка тяжёлых нефтей и природных битумов... 20

2 Исследование физшсо-химических свойств состава нефти, попутно добываемой воды, газа и эмульсий ашальчинского месторождения тяжёлой нефти 42

2.1 Исследование физико-химических свойств, и состава тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения 42

2.2 Исследование физико-химических свойств и состава эмульсий Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти 45

2.3 Исследование физико-химических свойств и состава попутно добываемых воды и газа Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти 49

3 Исследование и разработка технологии обезвоживания тяжёлых нефтей в термохимическом режиме ... 54

3.1. Экспериментальные исследования процесса разрушения эмульсий тяжёлых нефтей в режиме термохимического обезвоживания 54

3.2 Технология обезвоживания тяжёлых нефтей в термохимическом режиме 63

4 Исследование и разработка технологии обезвоживания тяжёлых нефтей с использованием разбавителя 67

4.1 Экспериментальные исследования процесса разрушения-эмульсии-тяжёлых нефтей-с использованием различных разбавителей 67

4.2 Экспериментальные исследования процесса флокуляции асфальте-нов в тяжёлых нефтях при добавлении к ним различных разбавителей... 76

4.3 Технология обезвоживания тяжёлых нефтей с использованием разбавителя 84

Заключение 159

Список литературы 161

Приложения 175

• Ресурсы и классификация тяжёлых нефтей и природных битумов
• Исследование физико-химических свойств, и состава тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения
• Экспериментальные исследования процесса разрушения эмульсий тяжёлых нефтей в режиме термохимического обезвоживания
• Экспериментальные исследования процесса разрушения-эмульсии-тяжёлых нефтей-с использованием различных разбавителей

Введение к работе

На сегодняшний день нефть является основным видом химического и энергетического сырья, и существенно влияет на экономическое развитие любой страны. В последнее время идёт непрерывное увеличение объёмов потребления нефти в мире и одновременно с этим происходит неизбежное истощение её запасов. Мировой опыт в области нефтедобычи показывает, что дополнительным источником углеводородного сырья могут стать тяжёлые нефти и природные битумы.

Тяжёлые нефти и природные битумы характеризуются высокой вязкостью (от 200 до 10⁷ мПахс) и плотностью (от 934 до 1100 кг/м³), повышенным содержанием смол и асфальтенов. Попутно добываемая вода, как правило, является слабоминерализованной, а водонефтяные эмульсии характеризуются высокой степенью дисперсности капель воды, что обусловлено применением тепловых методов добычи. Высокая вязкость нефти препятствует эффективной коа-лесценции капель дисперсной фазы, малая разность плотностей нефти и попутно добываемой воды затрудняет их разделение за счёт гравитационных сил, повышенное содержание смол и асфальтенов приводит к образованию прочных бронирующих оболочек на глобулах воды, что существенно затрудняет процессы их укрупнения и осаждения. Мелкодисперсные капли воды, содержащиеся в эмульсии, без предварительного укрупнения практически не участвуют в процессе осаждения. Всё это приводит к тому, что использование традиционных технологий и стандартного оборудования не позволяет подготавливать тяжёлые нефти до товарной кондиции. На сегодняшний день процессы разрушения эмульсий тяжёлых углеводородов остаются малоизученными. Поэтому исследование процесса обезвоживания тяжёлых нефтей, разработка технологий их подготовки и технических средств для интенсификации процесса разрушения эмульсий являются актуальными задачами.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности процесса обезвоживания тяжёлых нефтей.

В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие основные задачи:

Исследование процесса обезвоживания тяжёлых нефтей, в-т.ч. в смеси с разбавителем.

Исследование процесса коалесценции капель воды в эмульсиях тяжёлых нефтей.

Разработка технологий обезвоживания тяжёлых нефтей в термохимическом режиме и в смеси.с разбавителем.

Разработка технических средств для интенсификации процесса разрушения эмульсий тяжёлых нефтей.

Разработка концепции нефтепромыслового обустройства залежей тяжёлых нефтей пермской системы Республики Татарстан (РТ).

Решение поставленных задач проводилось с помощью теоретических, лабораторных исследований и промысловых испытаний. Для анализа использовалась информация НГДУ ОАО «Татнефть» и результаты, полученные при выполнении исследований в соответствии с тематическим планом научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ института «ТатНИПИ-нефть».

На основании исследований получены следующие новые научные результаты: і. Для нефтей пермской системы РТ установлено, что при температурах от 20 до 50 С нефтяные фракции плотностью менее 720 кг/м с осаждающим действием по отношению к асфальтенам (широкая фракция лёгких углеводородов, бензиновая фракция) в концентрации до 40 % снижают устойчивость эмульсий больше, чем нефтяные фракции плотностью от 790 до 840 кг/м³ с растворяющей способностью по отношению к асфальтенам (дизельная и керосино-газойлевая фракции). Увеличение концентрации нефтяных фракций плотностью менее 720 кг/м³ более 40 % приводит к повышению устойчивости эмульсий.

2. Выявлено, что для смеси тяжёлой нефти с разбавителем в соотношении 60 % : 40 % повышение температуры от 20 до 80 С при использовании нефтя- ных фракций плотностью менее 720 кг/м³ приводит к уменьшению-коэффициента флокуляції и, а при использовании нефтяных фракций плотностью от 790^: до 840 кг/м³ - к его увеличению.

3; Впервые экспериментально определены коэффициенты,эффективности столкновений капель воды в-эмульсиях тяжелых нефтей; которые.при'интенсивности перемешивания от 100^;до 500'об/мин составили от 8^7х10~⁵ до 8.9x10"* (температура - 80; С, концентрация деэмульгатора - 100 г/т, время турбулиза-: ции - 5 мин).

4. Установлено, что при температуре 80 С, концентрации деэмульгатора 200 г/т совместное использование коалесцирующего и коалесцентно- осадительного устройств позволяет в 2,7 раза ускорить осаждение капель воды в объеме тяжёлых нефтей.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

Разработана'и. внедрена технология обезвоживания тяжёлых нефтей в термохимическом режиме до 3-ей группы качества.

Разработана технология обезвоживания тяжёлых нефтей до> 1-ой группы качества с использованием разбавителя.

Разработаны интенсифицирующие устройства для обезвоживания ^тяжелых нефтей, которые внедрены на-установке подготовки тяжёлой нефти Ашапь-чинского месторождения.

41 Определены технологические параметры обезвоживания тяжёлых нефтей; с использованием интенсифицирующих устройств. Экспериментально установлено, что для эмульсии нефти вязкостью от 60 до 90 мГТахс при температуре от 70 до 80 С оптимальной скоростью движения в коалесцирующем устройстве, оснащенном кольцами Палля, является 2 см/с.

Разработана концепция нефтепромыслового обустройства залежей тяжёлых нефтей пермской системы РТ.

Технические решения, разработанные при выполнении работы, защищены 2 патентами РФ на изобретения.

По результатам исследований, представленным в диссертации, разрабо- таны руководящие документы-и технологические регламенты на проектирование установок подготовки.нефти:

РД 153— 39.0 - 555 - 08 «Инструкция по применению технологии'подготовки сверхвязких нефтей» (Приложение А).

РД 153 - 39.0-637 — 09 «Инструкция по применению технологий'транспорта сверхвязких нефтей» (Приложение Б).

Технологический регламент на проектирование установки, подготовки сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения (Приложение В).

Технологический регламент на проектирование установки подготовки битумной нефти Северного Купола Мордово-Кармальского месторождения (Приложение Г).

Материалы диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (г. Бугульма, 2006 г.), на молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть» «Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в-начале XXI века» (г. Бугульма, 2006 г.), на 7-ой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 2007 г.), на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2007 г.), на технической ярмарке идей и предложений ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2007 г.), на молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть» «Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале XXI века» (г. Бавлы, 2008 г.), на региональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, 2008 г.), на 16-й международной выставке «Нефть, газ, нефтехимия» в рамках конкурса «Лучший экспонат выставки» (г. Казань, 2009 г.), на молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть» «Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале XXI века» (г. Альметьевск, 2010 г.).

Научные основы разрушения дисперсных систем заложены академиком П.А. Ребиндером. Значительный вклад в развитие способов разрушения водо-нефтяных эмульсий внесла научная школа института «ТатНИПИнефть» (чл.-корр. АН РТ В.П. Тронов, д.т.н.: Б.М. Сучков, Р.З. Сахабутдинов, А.К. Розенц-вайг, к.т.н.: В.И. Грайфер, А.И. Ширеев, И:Х. Исмагилов, Ф.Ф. Хамидуллин, И.Г. Закиров, Р.К. Вальшин, И.И: Гиниатуллин, Л.М. Шипигузов, А.Д; Ли и др.). Существенное развитие технологии подготовки нефти также получили в работах научных школ: башкирской (д.т.н. Г.Н. Позднышев, к.т.н.: И.Д. Муратова, Р.И. Мансуров, Д.С. Баймухамстов и др.), сибирской (д.т.н. Я.М. Каган, к.т.н.: Ф.Ф. Назаров, В.Х. Латыпов, Н.С. Маринин, Ю.Н. Саватеев и др.), грозненской (д.т.н.: А.И. Гужов, В.Ф. Медведев, к.т.н. Л.П. Медведева и др.).

Результаты теоретических, лабораторных исследований и промысловых испытаний, изложенные в диссертации, являются результатом работы автора под руководством доктора технических наук, профессора Сахабутдинова Р.З. при активной помощи Губайдулина Ф.Р., Исмагилова И.Х., Космачёвой Т.Ф., Татьяниной О.С., Пергушева Л.П., Павловой Л.В., Шагеева Р.Х. и других сотрудников отдела исследования и промысловой подготовки нефти, газа и воды института «ТатНИПИнефть», а также сотрудников ЗАО НТК «МодульНефте-ГазКомплект». Автор благодарит всех, оказавших помощь в выполнении и обсуждении работы.

1 анализ современного состояния проблемы промысловой подготовки тяжёлых нефтей и природных битумов

1.1 Ресурсы и классификация тяжёлых нефтей и природных битумов

По данным Французского института нефти, мировые запасы тяжелых углеводородов всех категорий оцениваются в 4,7 трлн. баррелей (около 750 млрд. т) нефтяного эквивалента. Из них 135 млрд. т на сегодняшний день являются>из-влекаемыми, что примерно равно мировым ресурсам традиционной нефти.! Тяжёлые нефти и природные битумы встречаются в разных регионах планеты. Однако самые крупные месторождения тяжелых углеводородов обнаружены в Канаде и Венесуэле. Значительными запасами тяжелых нефтей также располагают США, Мексика, Бразилия, страны Ближнего Востока и Россия [1].

Мировым лидером в области добычи и переработки тяжёлых углеводородов является Канада. На территории этой страны залежи битуминозных песков сконцентрированы в провинции Альберта на трёх крупнейших промыслах -Атабаска, Пис Ривер и Коулд Лейк, где извлекаемые запасы на сегодняшний день, составляют 175 млрд. баррелей (около 30 млрд. т). При этом общие запасы канадских битуминозных песков оцениваются до 2,5 трлн. баррелей (около 400 млрд. т) [2]. Благодаря наличию битуминозных песков Канада вышла на второе место в мире после Саудовской Аравии (доказанные запасы нефти составляют 259 млрд. баррелей) по разведанным извлекаемым запасам углеводородов. В настоящее время в Канаде добывается 2,6 млн. баррелей нефти в сутки, из них по 1,3 млн. баррелей в сутки из обычных пластов и битуминозных песков. Согласно прогнозу Союза канадских нефтепромышленников к 2020 і*, этот показатель достигнет 4,5 млн. баррелей в сутки, или 200 - 245 млн. т в год. Из них на долю битуминозных песков будет приходиться 80 - 90 % добычи углеводородов |Т].

Активные работы по разработке месторождений тяжёлых нефтей ведутся в Венесуэле. В этой стране огромные запасы тяжёлых углеводородов расположены на месторождении в бассейне реки Ориноко (Пояс Ориноко). Гигантское месторождение Ориноко имеет обшую площадь 55314 км . По запасам жидких углеводородов оно является самым крупным нефтяным месторождением в мире. Геологические запасы тяжёлых и сверхтяжёлых иефтей на данном месторождении оцениваются в 206,3 млрд. т [3]. По заявлению представителей правительства Венесуэлы, страна собирается занять первое место в мире по разведанным извлекаемым запасам нефти, которые благодаря проведенным геологоразведочным работам достигнут 316 млрд. баррелей (42,7 млрд. т). В настоящее время в бассейне реки Ориноко добывается 482 тыс. баррелей (65 тыс. т) тяжелой и сверхтяжелой иефтей в сутки. Этот показатель добывающие компании собираются увеличить до 600 тыс. баррелей (81 тыс. т) нефти в сутки [1].

В России запасы тяжёлых нефтей и природных битумов составляют 12 — 15 млрд. т [1], а по данным РИТЭК они оцениваются в 25 млрд. т [4]. Ресурсы этих тяжёлых углеводородов обнаружены в Республиках Татарстан, Башкортостан и Коми, Самарской, Оренбургской, Ульяновской и Пермской областях, Краснодарском крае, а также в Западной Сибири [1, 5 - 8]. Достаточно большие ресурсы тяжёлых нефтей и природных битумов сосредоточены в Волго-Уральской нефтеносной провинции, главным образом в Татарстане. На территории Республики Татарстан в пермской системе выявлено свыше 450 залежей тяжёлых нефтей и природных битумов, прогнозные ресурсы которых оцениваются от 1,4 до 7 млрд т [9]. Целенаправленное изучение отложений пермской системы стало осуществляться с 1970 года. С учетом стратиграфической приуроченности битумопроявлений, распределения типов покрышек и коллекторов в разрезе пермских отложений выделены четыре комплекса: уфимский, нижнепермский, нижнеказанский и верхнеказанский. Схематичная карта перспектив битумоносности отложений пермской системы Республики Татарстан представлена на рисунке 1.1 [10].

Объектом первоначального промышленного освоения углеводородов пермской системы Республики Татарстан являются ресурсы высокоперспективных земель уфимского комплекса, что обусловлено более благоприятными геолого-экоиомическими условиями локализации и наилучшей изученностью

Земли перспективные на би ту мои оси осі ь -2 У///* &><

Земли, перспективные на битумоносность: 1 — верхнеказанский комплекс; 2 — нижнеказанский комплекс; 3 - уфимский комплекс; 4 - нижнепермский комплекс; 5 - земли, малоперспективные на битумоносность и с неясными перспективами.

Тектонические структуры: 6 - границы тектонических структур и их номер: I - Южно-Татарский свод; И - Северо-Татарский свод; III - Мелекесская впадина; IV - Казанско-Кировский прогиб.

Рисунок 1.1 - Схематичная карта перспектив битумоносности отложений пермской системы Республики Татарстан данных отложений по сравнению с другими, а также обеспеченностью района уфимского комплекса развитой нефтепромысловой инфраструктурой. Перспективными в отношении битумоносности являются отложения верхней (песчаной) пачки шешминского горизонта уфимского комплекса, распространенные в пределах западного и юго-западного склонов Южно-Татарского свода (Черем-шано-Бастрыкская зона), где выявлено 113 залежей тяжёлых нефтей и природных битумов с запасами и ресурсами 243,5 млн. т. Данные залежи административно расположены в пределах Черемшанского, Альметьевского, Лениногор-ского и Новошешминского районов Республики Татарстан и находятся в зоне деятельности ОАО «Татнефть». В настоящее время ОАО «Татнефть» осущест- вляет опытно-промышленную разработку двух таких залежей: Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений.

Весомый вклад в изучении свойств углеводородов пермских отложений-Черсмшано-Бастрыкской зоны (ЧБЗ) внесли работы, выполненные в институтах «ТатНИПИнсфть», ВНИИУЄ и ВНИИнефть (Всесоюзный-нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика АЛ. Крылова). Анализ накопленного опыта показывает, что свойства данных углеводородов изменяются в широком интервале: плотность при 20 С от 900 до 1080 кг/м³, вязкость при пластовой температуре от 40 до 2*10⁶ мПахс, массовая доля серы от 2,7 до 5,3 %. При этом большая часть рассматриваемых углеводородов (около 80 %) характеризуется физико-химическими свойствами, представленными в таблице 1.1 [9- 12].

Таблица 1.1 -Характеристика большей части углеводородов пермских отложений ЧБЗ

На сегодняшний день в мировой нефтяной отрасли отсутствует общепринятая классификация углеводородов. В бывшем СССР для классификации углеводородов использовали «Временную инструкцию по применению классификации запасов месторождений и прогнозных ресурсов природных нефтяных битумов», утверждённую в 1985 г. Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ). Классификация углеводородов по инструкции ГКЗ СССР представлена в таблице 1.2 [9], для сравнения в этой и последующих таблицах будет приводиться характеристика большей части углеводородов пермских отложений ЧБЗ.

Таблица 1.2 - Классификация углеводородов по инструкции ГКЗ СССР

Согласно этой классификации большая часть углеводородов пермских отложений ЧБЗ по плотности относится как к нефтям, так и к мальтам, а но содержанию масел - к нефтям.

Официально задача определения границы между тяжёлыми нефтями и битумами была поставлена на I Международной конференции по тяжёлым нефтям и битумонасыщенным пескам перед рабочей комиссией, сосіавленной из представителей разных стран и компаний. Предложения комиссии были обсуждены на II Международной конференции в 1982 г., где была принята следующая классификации нефтей и битумов, представленная в таблице 1.3 [9].

Таблица 1.3 - Классификация нефтей и битумов

Битумы

Углеводороды пермских отло- о/сенгш ЧБЗ

По представленной классификации граница между нефтями и битумами определяегся их вязкостью после дегазации, но при пластовой температуре. Если вязкость углеводородов менее 10000 мПахс, то это - нефти, в противном случае - битумы. Нефти в свою очередь делятся на несколько классов по плотности. Согласно данной классификации большая часть углеводородов пермских отложений ЧБЗ по вязкости относится как к нефтям, так и к битумам, при этом по плотности углеводороды с вязкостью менее 10000 мПахс относятся к тяжёлым нефтям.

Аналогичная задача по определению границы между тяжёлыми нефтями и природными битумами была поставлена перед комиссией из специалистов СССР на Всесоюзной конференции по проблемам комплексного освоения природных битумов и высоковязких нефтей, проходившей в Казани (1991 г.). Предложения данной комиссии были обсуждены на двух международных конференциях, проходивших в Казани (октябрь 1994 г.) и в Хьюстоне (февраль 1995 г.). Суть этих предложений заключается в следующем [9]: в качестве объединяющего термина для всех классов углеводородов от газов до твёрдых асфальтитов использовать термин «нафтиды»; термином «природные битумы» называть продукты естественного окисления нефтей, идущие за классом мальт; параллельно с термином «мальта» использовать распространённый на Западе термин «тяжёлая нефть»; считать необоснованным разделение углеводородов на нефти и природные битумы по вязкости, равной 10000 мПахс, при этом показатель вязкости не рекомендуется использовать для разделения углеводородов; для разделения углеводородов на тяжёлые нефти и природные битумы использовать следующую классификацию, представленную в таблице 1.4 [9].

Как видно из таблицы 1.4, согласно представленной классификации большая часть углеводородов пермских отложений ЧБЗ даже по сравнению с тяжёлыми нефтями характеризуется более низкой плотностью и коксуемостью, более высоким содержанием масел, а по содержанию смол и асфальтенов сопоставима с тяжёлыми нефтями.

В США и Канаде основным показателем для определения границы между нефтями и битумами является плотность. Так операторами по добыче тяжёлой нефти и битума в Канаде применяется следующая классификация углеводородов, представленная в таблице 1.5 [13].

По данной классификации, граница между нефтями с одной стороны и тяжёлыми нефтями, битумами с другой определяется плотностью равной 1000 — 1050 кг/м³, а граница между тяжёлыми нефтями и битумами - вязкостью при пластовых условиях равной 50000 мПахс. Так, если плотность углеводородов более 1000 — 1050 кг/м , а их вязкость при пластовых условиях - менее 50000 мПахс, то это тяжёлые нефти. На основании этого большая часть углеводородов пермских отложений ЧБЗ относится к иефтям.

Сравнительная характеристика тяжёлых углеводородов различных месторождений представлена в таблице 1.6 [3, 9, 14 - 20], из которой видно, что тяжёлые нефти и природные битумы, в отличие от традиционных нефтей, характеризуются высокими значениями вязкости и плотности, повышенным со-

Таблица 1.6 - Сравнительная характеристика тяжёлых углеводородов различных месторождений держанием смол и асфальтенов, а также, как правило, высокой массовой долей серы. Такие свойства тяжёлых углеводородов существенно затрудняют процессы их добычи, промысловой подготовки, транспортировки и переработки.

1.2 Причины высокой устойчивости эмульсий тяжёлых нефтей, природных битумов и способы их разрушения

Для добычи тяжёлых нефтей и природных битумов широко используются термические методы [21 - 31J: закачка горячей воды; закачка водяного пара (циклическая закачка пара, парогравитационный дренаж пласта); внутри пластовое горение (новые технологии: THAI - внутри пластовое горение «от носка к пятке», CAPRI - внутрипластовое горение с использованием высокотемпературного катализатора для облагораживания добываемого битума в пласте).

При залегании тяжёлых углеводородов на небольшой глубине (по опыту Канады до глубины 70 м) для их добычи может применяться открытая разработка (карьерный способ добычи).

Продукция скважин, добываемая на месторождениях тяжёлых углеводородов, характеризуется наличием высокоустойчивой водонефтяной эмульсии. Это обусловлено следующими причинами [32 - 35]: высокая вязкость нефти, что препятствует эффективному осаждению капель дисперсной фазы при отстаивании эмульсии; малая разноегь плотностей нефти и слабоминерализованной попутно добываемой воды, что затрудняет их разделение за счёт гравитационных сил; повышенное содержание смол и асфальтенов в нефти, которые, являясь одними из основных природных стабилизаторов, образуют прочные бронирующие оболочки на глобулах воды, что существенно затрудняет процесс укрупнения капель дисперсной фазы и их последующие осаждение; наличие в эмульсии значительного количества мелкодисперсных капель воды (менее 6 мкм), которые без предварительного укрупнения практически не участвуют в процессе осаждения. Мельчайшие капли воды образуются при па-ротепловом воздействии в результате конденсации водяного пара, закачиваемого в продуктивный пласт, а при внутрипластовом горении — в результате конденсации паров воды, образующейся при сгорании углеводородов; при внутрипластовом горении помимо реакций крекинга (целевые реакции), приводящих к разложению тяжёлых углеводородов на более лёгкие, протекают реакции окисления углеводородов (побочные реакции), что приводит к образованию кислородсодержащих веществ, являющихся поверхностно-активными веществами, которые могут увеличивать прочность бронирующих оболочек на глобулах воды; при паротепловом воздействии и внутрипластовом горении может происходить значительный вынос частиц породы из пласта, что приводит к образованию устойчивых эмульсий в результате накопления механических примесей на межфазной границе «нефть - вода».

Для интенсификации процесса разрушения водонефтяных эмульсий необходимо ускорить процесс осаждения капель воды. Скорость седиментации (осаждения) капель воды в эмульсиях рассчитывается по формуле Стокса (1.1) [36]: v = (d²xApx_g)/l8u (1.1) где: v - скорость седиментации капель воды, м/с; d - диаметр капель воды, м;

Ар —разность плотностей между водой и нефтью, кг/м³; g — ускорение свободного падения, м/с ; \х- динамическая вязкость нефти, Пахе.

Как следует из формулы Стокса для ускорения осаждения капель воды необходимо увеличить их диаметр, разность плотностей между водой и нефтью, а также снизить вязкость нефти. На основании этого для разрушения эмульсий тяжёлых нефтей и природных битумов используют следующие технологические приёмы [11,37 - 72]: обработка эмульсии высокоэффективным деэмульгатором с повышенным удельным расходом (не менее 200 г/т); . длительное отстаивание эмульсии при высоких температурах: время отстаивания может составлять от 12 ч до нескольких суток, а температура отстоя -80-90 С; для снижения времени отстаивания эмульсии отстойное оборудование оснащается различными коалесцирующими устройствами, ускоряющие процессы укрупнения и осаждения капель воды: насыпные насадки (кольца Раши-га, Палля и т.д.), регулярные насадки (пакеты сеток, листов и т.д.); обработка эмульсии в электрическом поле; смешение эмульсии с углеводородным разбавителем, в качестве которого могут использоваться маловязкая лёгкая нефть или нефтяные дистилляты (бензиновая, керосиновая и дизельная фракции).

1.3 Промысловая подготовка тяжёлых нефтей и природных битумов

В СССР разработка месторождений тяжёлых высоковязких нефтей осуществлялась на территории Западной Сибири (Ван-Еганское месторождение), Украинской ССР (месторождение Павлова Гора), Коми АССР (Усинское и Ярегское месторождения), Казахской ССР (месторождения Каражаибас и Кен-кияк), Татарская АССР (Мордово-Кармальское месторождение), а также на месторождениях Краснодарского края.

В советские годы на месторождении Каражанбас были проведены промышленные испытания по обезвоживанию высоковязкой нефти. По данным работы [73] продукция скважин месторождения Каражанбас характеризовалась обводнённостью более 60 % (по объёму), газовым фактором более 100 м³/т, содержанием механических примесей до 2 % (по массе), вязкостью более tf-v ;... fit- ^;s..

1000 мПахс и наличием высокоустойчивой пенообразной эмульсии. Предвари-тельная подготовка продукции скважин (частичная дегазация, отделение части воды, осаждение механических примесей) осуществлялась в сепараторах-отстойниках на ГЗУ при температуре 50 - 60 С. Это позволяцр,перед поступлением на установку подготовки нефти снизить обводнённость эмульсии до 30 % (по объёму), газовый фактор до 15 м /т, содержание механических примесей до 0,1 % (по массе) и её вязкость до 600 мПахс. При Этбм дозирование де-эмульгатора марки Дисолван-4411 производилось из расчета 120 - 150 г/т.

Принципиальная технологическая схема установки подготовки высоковязкой нефти на месторождении Каражанбас представлена на рисунке 1.2 [73]. _'НЗгО

I - узел ввода; 2 - сепаратор-отстойник, 3 - насосы; 4 - печь; 5 - отстойник горячего обезвоживания; 6 - товарный резервуар; 7 - дренажная ёмкость; 8 - каплеотделитель; 9 - циклоны; 10 - узел учёта; 11 - теплообменник.

I - предварительно подготовленная продукция скважин; II - газ потребителю; III - товарная нефть в магистральный трубопровод; IV - вода в поглощающие скважины; V - песок в «отвал»; VI - выброс шлама; VII - газы сгорания в дымовую трубу.

Рисунок 1.2 - Принципиальная технологическая схема установки подготовки высоковязкой нефти на месторождении Каражанбас

При поступлении на установку подготовки в предварительно подготовлен-ную продукцию скважин подавалась горячая дренажная вода, возвращаемая с отстойника горячего обезвоживания 5. После этого жидкость поступала в сепа- ратор-отстойник 2, где при температуре 30 - 40 С осуществлялось предварительное обезвоживание и дегазация нефти. Предварительно обезвоженная нефть прокачивалась через печь 4, где она нагревалась до температуры 75 — 90 С, и далее поступала в отстойник 5. После печи в эмульсию дозировался деэмульгатор марки Дисолван-4411 с удельным расходом 15 г/т. В отстойнике 5 при температуре 75 — 90 С производилось окончательное обезвоживание нефти. Обезвоженная нефть (массовая доля воды 0,35 — 0,58 %, массовая концентрация солей 65 -99 мг/дм³, массовая доля механических примесей 0,02 %) поступала в товарный резервуар 6, из которого она направлялась в магистральный трубопровод.

Опыт промысловой подготовки высоковязких нефтей также накоплен на Усинском месторождении. Подготовка высоковязкой нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения осложнена высокой вязкостью (3000 — 4800 мПахс при 20 С) и плотностью (970 кг/м³ при 20 С) нефти, а также достаточно высокой минерализацией пластовой воды (85 г/дм³). На основании проведённых исследований авторы работы [74] сделали вывод о том, что для подготовки высоковязкой нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения до качества товарной нефти (массовая доля воды не более 0,5 % и массовая концентрация хлористых солей не более 40 мг/дм³) термохимический способ обезвоживания нефти необходимо сочетать с электрическим. Для этого предлагается следующая принципиальная технологическая схема установки подготовки высоковязкой нефти (рисунок 1.3).

Продукция скважин с остаточным растворённым газом поступает с нефтепромысла в сепаратор 1 второй ступени. После дегазации промысловая жидкость направляется в резервуар 2 предварительного обезвоживания под слой воды, на вход которого также подаётся дренажная вода со ступеней обезвоживания и обессоливания нефти. Предварительно обезвоженная нефть сырьевым насосом 3 прокачивается через печь 4, где нагревается до температуры 90 С, и далее через каплеобразователь 5 поступает в отстойник 6. На приём сырьевого насоса 3 производится подача деэмулыатора марки Дисолван-4411. В отстойнике 6 при температуре 90 С осуществляется обезвоживание нефти, после чего

1 - сепаратор второй ступени; 2 - резервуар предварительного обезвоживания; 3 - сырьевой насос; 4 - печь; 5, 7 - каплеобразователи; 6 - отстойник горячего обезвоживания; 8 - элек-тродегидратор; 9 - товарный резервуар; 10 - технологический резервуар; 11 - очистные сооружения.

I - продукция скважин; II деэмульгатор; Щ - газ; IV - пресная вода с дсэмульгатором; V - некондиционная нефть; VI - вода на БКНС.

Рисунок 1.3 - Принципиальная технологическая схема установки подготовки высоковязкой нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения она через каплеобразователь 7 направляется в электродегидратор 8, где производится обезвоживание и обессоливание нефти. Перед каплеобразователем 7 в поток нефти осуществляется подача пресной воды с растворённым в ней де-эмульгатором с удельным расходом 20 г/т. При этом количество подаваемой пресной воды составляет 7 % от объёма нефти. Обезвоженная и обессоленная нефть поступает в товарный резервуар 9 и далее направляется потребителю. В данной схеме не предусматривается использование тепла горячей товарной нефти, т.к. охлаждение высоковязкой нефти приведёт к существенному увеличению гидравлических потерь в трубопроводе, что усложнит её дальнейшую перекачку. В Татарской АССР также проводились опытно-промышленные работы по подготовке тяжёлых нефтей. По результатам лабораторных исследований и на основе анализа эффективности технологических схем подготовки высоковязких нефтей в институте «ТатНИПИнефть» была разработана технологическая схема установки термохимического обезвоживания тяжёлых нефтей. На основании данной схемы на Шугуровском нефтебитумном заводе (ШНБЗ) в 1984 г. была смонтирована опытная установка для обезвоживания тяжёлой нефти Мордово-

Кармальского месторождения (рисунок 1.4) [32]. _{zh 1- J f} деемульгатор эмульсия тяжёлой нефти, обезвоженная смесь тяжёлой нефти и дистиллята, дистиллят, попутная сода, —водяной пар,

1 - счётчики, 2 - насос, Е-1 - сырьевая ёмкость, Е-2,3 - отстойники

Рисунок 1.4 - Принципиальная технологическая схема опытной установки для обезвоживания тяжёлой нефти Мордово-Кармальского месторождения

Эмульсия тяжёлой нефти Мордово-Кармальского месторождения обводнённостью 50 - 85 %, вязкостью 1300 - 7800 мПахс (при 20 С) и с массовой долей механических примесей 0,13 - 1,50 % из автоцистерн загружалась в сырьевую ёмкость Е-1, где она нагревалась с помощью паровых змеевиков до температуры 30 - 50 С. По мере накопления и нагрева сырья происходило отделение части попутной воды, которая дренировалась на очистные сооружения. Частично обезвоженная нефть из сырьевой ёмкости Е-1 насосом 2 перекачивалась в отстойник Е-2. На приём насоса 2 производилась подача дистиллята (рекомендуемое количество 50 % от объёма нефти) и деэмульгатора (рекомендуемая концентрация 200 г/т нефти). Для равномерного перемешивания эмульсии с дистиллятом и распределения деэмульгатора осуществлялась циркуляция смеси в интервале насос 2 — отстойник Е-2 в течение 60-120 минут. Далее производился статический отстой смеси в отстойнике Е-2 при температуре 70 — 80 С в течение 8—12 часов. Предварительно обезвоженная смесь обводнённостью

10 - 20 % из отстойника Е-2 насосом 2 откачивалась в отстойник Е-3, где при температуре 65 - 75 С осуществлялось окончательное её* обезвоживание. Отделившаяся в отстойниках Е-2,3 попутная вода дренировалась на очистные сооружения, а обезвоженная смесь (остаточная массовая доля воды ел. — 0,4 %, массовая концентрация хлористых солей 15 — 34 мг/дм³ и массовая доля механических примесей 0,012 - 0,050 %) из отстойника Е-3 направлялась на ІШ-ЇБЗ, где из смеси отделялся дистиллят, который затем возвращался на опытную установку.

Канада является мировым лидером в области освоения тяжёлых нефтей и природных битумов. Компания Worley Parsons (Канада) занимается комплексным ведением проектов по добыче, подготовке и переработке тяжёлых углеводородов. Данная компания занимается следующими крупными проектами (информация представлена из презентации компании Worley Parsons): - добыча тяжёлой нефти парогравитадионным дренажом (Long Lake, компания Nexen); добыча битуминозных песков (Fort Hills, компания Petro-Canada); добыча битуминозных песков (Athabasca, компания Shell); добыча тяжелой нефти циклической закачкой пара (Cold Lake, компания Exxon Mobil) и др.

Одним из способов подготовки тяжёлых углеводородов, предлагаемых компанией Worley Parsons, является их подготовка в смеси с разбавителем. Данная технология реализована в проектах Foster Creek, Surmon (компания MEG Energy). Принципиальная технологическая схема установки подготовки природных битумов в смеси с разбавителем представлена на рисунке 1.5.

Продукция скважин сначала поступает в аппарат для улавливания песка, после которого она смешивается с разбавителем для снижения вязкости и плотности природного битума. Полученная смесь последовательно проходит через сепаратор (предварительное обезвоживание), аппарат Heater-Treater (установка подготовки), где осуществляется горячее обезвоживание, и аппарат для обессо-ливания, в котором за счёт подачи промывочной воды производится удаление

Г Л С гус ГО» ( *» лшш Gas from Weflpxb Toho

Опара тор е»о бодном

Еддіїцоо бот Wfllpxit (^С«^}-д-»(Г^ТО

Лширатд>ія v.ij»iiibjmii4 п«ска г» Ок

Аппарат для о о «с со л И .«ИИ я ^{ijd—а^мн^}

ПрОУЫЮММ. »о.оМ* ct>aparop ytTMiowrv переработки мім Jap*s*p*ir«p oUpgmfar or Storage Dilute! РаїОммтг.іь

РкмЬсЫГшг RecreWToOil Removal and Water Тгмішлі: System BUKMM)! ОЧИИВИ WjN

Рисунок Ї.5 - Принципиальная технологическая схема установки подготовки природных битумов в смеси с разбавителем солей. Обезвоженный и обессоленный разбавленный битум после отделения остаточного газа в концевом сепараторе поступает на установку переработки (облагораживания) или в резервуар. На установке переработки из разбавленного битума отгоняют разбавитель, который затем возвращают на установку подготовки.

Рисунок 1.6 - Фотография аппарата Heater-Treater

Фотография аппарата Неа-ter-Treater представлена на рисунке 1.6. Данный аппарат представляет собой ёмкость с внутренним нагревателем, состоящим из горелок, жаровых и дымовых труб. В аппарате Heater-Treater совмещаются процессы нагрева и обезвоживания сырья.

Компания Petrobank (Канада) имеет патент на технологию THAI. Данная технология была апробирована в Канаде при осуществлении проекта Conklin THAI. Для подготовки продукции скважин, добываемой в данном проекте, использовался разбавитель. Принципиальная технологическая схема установки подготовки природных битумов представлена на рисунке 1.7 (информация представлена из презентации компании Petrobank).

Рисунок 1.7 - Принципиальная технологическая схема установки подготовки природных битумов

Продукция скважин, добытая методом внутрипластового горения, первоначально поступает в аппарат отделения песка, в котором она промывается водой. Далее сырьё направляется на ступень сепарации, где осуществляется отделения газов. Данный газ преимущественно состоит из газов горения (углекислый газ, водяной пар, азот), поэтому он либо утилизируется в печи дожига, либо поступает на свечу рассеивания. Дегазированная жидкость смешивается с разбавителем и поступает на установку подготовки, выполненную в виде отдельного аппарата. В данном аппарате осуществляется обезвоживание разбавленного битума, после чего он направляется в товарные резервуары.

Компания GEA Westfalia Separator (Германия) является мировым лидером в области центробежного оборудования, которое используется также и при подготовке тяжёлых нефтей и очистки пластовых вод. Б настоящее время на плавучей нефтедобывающей платформе, принадлежащей компании Conoco Phillips, смонтированы 30 шт. центробежных сепараторов типа ODB 260 (рисунок 1.8,

*L информация представлена из презентации компании GEA Westfalia Separator).

На данной платформе для подготовки тяжёлой нефти плотностью 930 -950 кг/м³ и обводнённостью 55 % (по объёму) используются 17 сепараторов, производительность каждого составляет 120 м³/ч по сырой нефти. Оставшиеся 13 сепараторов применяются для очистки пластовой воды с исходной массовой концентрацией нефти 1000 мг/дм , производительность каждого водяного се-

Рисунок 1.8 - Фотография модульного комплекса на базе центробежного сепаратора типа ODB 260 паратора составляет 200 м /ч.

Принципиальная технологическая схема системы подготовки тяжёлой нефти и очистки пластовой воды с использованием центробежных сепараторов представлена на рисунке 1.9.

Продукция скважин первоначально поступает в сепаратор-дегазатор, где осуществляется отделение попутного нефтяного газа и «свободной» пластовой воды. Предварительно обезвоженная нефть откачивается через фильтр грубой очистки (для отделения крупных частиц песка) в нефтяной центробежный сепаратор, в который также подаётся промывочная вода для обессоливания нефти. В данном сепараторе под действием центробежных сил производится разделение жидкости на нефть и воду. Обезвоженная и обессоленная нефть (массовая доля воды не превышает 0,5 %, а массовая концентрация хлористых солей -100 мг/дкг) из сепаратора поступает в накопительную ёмкость-дегазатор, из которой далее отгружается потребителю. Отделившаяся от нефти вода поступает в водяной центробежный сепаратор, где также очищается под действием центробежных сил. При этом массовая концентрация нефти в очищенной воде не превышает 50 мг/дм³.

Продути* Р*»«р»у*р Яодямточмм вод» KwimtiMM

Пі* том* «ОД Л ..-—l.._ ,il I—я{»

Н*+т«сод*ржми»а ніЩі f і> , * О >

Очмивяям 1лто»ав ОД»

Н«+пнм +»>

Н«+»сод*ржмца 1 »оД» _Г»

Н*+тв<од«рнсмцм »од*

Рисунок 1.9 - Принципиальная технологическая схема системы подготовки тяжёлой нефти и очистки пластовой воды с использованием центробежных сепараторов

В Канаде добычу битуминозных песков осуществляют как скважинным, так и открытым способом. Открытая разработка битумов (карьерная способ) заключается в удалении верхнего слоя породы с целью обнажения битуминозных песков. Для добычи битумов использует гидравлические или электрические экскаваторы, которые погружают битуминозные пески на самосвалы грузоподъёмностью до 400 т. Самосвал доставляет сырьё на ленточный конвейер, с помощью которого битуминозные пески транспортируются на установку для экстракции битума. Наряду с конвейерным транспортом также используется гидротранспорт, который заключается в смешении битуминозных песков с горячей водой для образования суспензии и последующей её перекачки насосами по трубопроводу на установку для экстракции битума. На данной установке суспензия поступает в первичный сепаратор, представляющий собой большой резервуар (рисунок 1.10) [2]. V**J '' ^.

Рисунок 1.10 - Схема первичного сепаратора для экстракции битума из песка

В первичном сепараторе суспензия расслаивается на песок, воду и битум. Сочетание горячей воды и перемешивания способствует отделению битума от песка, при этом образуются мельчайшие пузырьки воздуха, которые выносят капли битума в верхнюю часть сепаратора с образованием слоя вспененного битума. Песок оседает на дно, при этом сепаратор в нижней части снабжён скребковым механизмом, который перемещает песок в направлении сверху вниз. Осевший песок и воду из нижней части сепаратора направляют в ловушечные пруды. В средней части сепаратора образуется промежуточный продукт, состоящий из битума, песка и воды, который направляется во вторичный сепаратор, где дополнительно извлекается от 2 до 4 % битума. Полученный вспененный битум дальше разделяется с помощью спиральной и дисковой центрифуг. При этом перед центрифугой во вспененный битум подаётся разбавитель (например, бензиновая фракция, называемая нафтой). Разбавитель снижает вязкость и плотность битума, что облегчает его отделение от песка и воды в центрифуге. После центрифугирования смесь воды и песка отводят в ловушечные пруды, а разбавленный битум направляют на установку облагораживания. Подобным образом в Канаде добывают и подготавливают битум плотностью 1010 - 1020 кг/м³ (7-8 API). f'¹}-.

Одним из способов улучшения процесса обезвоживания тяжёлой нефти является использование отстойного оборудования с различными итащсифици-рующими устройствами. Среди зарубежных компаний лидерами в области разработки современного оборудования для подготовки тяжёльпйсжефтей являются Aker Kvaemer Process Systems (Акер Квірнер), Maloney IndustrieS^KanoHH) и Sivalls, Ins (Сиваллс).

Компания Aker Kvaerner Process Systems имеет 45-летний опыт работы в области проектирования и изготовления оборудования для обезвоживания и обессоливания нефтей. Одним из аппаратов, разработанных компанией Акер Квэрнер, является комплексная установка Heater-Treater (Хитер-Тритер), в которой совмещены процессы нагрева и обезвоживания нефти. Аппарат Heater-Treater представлен на рисунке 1.11 (информация представлена из презентации компании Aker Kvaerner).

Рисунок 1.11 - Аппарат Heater-Treater

Аппарат Heater-Treater оснащён следующими внутренними устройствами: входной направляющий кожух, жаровые трубы, ступенчатый поточный экран, поперечная и диффузионная перегородки, матричная насадка, электростатические решётки, поворотные жалюзи. Также аппарат имеет линии дренажа промежуточного слоя и систему струйного удаления механических примесей. входной направляющий кожух жаровые трубы

Рисунок 1.12 - Входной направляющий кожух и жаровые трубы

Входной направляющий кожух (рисунок 1.12) представляет собой подковообразный кожух сверху жаровых труб, устанавливаемый ниже входного патрубка. Данное устройство отклоняет поток таким образом, чтобы исключить прямой контакт «свободной» воды с жаровыми трубами, и монтируется при наличии высокой обводнённости эмульсии для минимизации потребления топливного газа и образования окалины на наружной поверхности жаровых труб.

Жаровые трубы (рисунок 1.12) являются экономичным способом нагрева водонефтяных эмульсий, обеспечивая через нагрев снижение вязкости нефти в том же аппарате, где происходит и разрушение эмульсии. Жаровые трубы располагают выше межфазной границы «нефть-вода» и, таким образом, они нагревают только нефть и эмульгированную воду, без нагрева «свободной» воды, что позволяет снизить расход топливного газа.

_J ступ***⁴** поточный экрли

Рисунок 1.13 - Ступенчатый поточный экран и поперечная перегородка

Ступенчатый поточный экран (рисунок 1.13) применяется при необходимости использования более одной жаровой трубы и при относительно низкой обводнённости поступающей эмульсии. Входной поток направляется сначала вдоль одной жаровой трубы, а затем вдоль другой, постепенно нагреваясь и позволяя воде отделяться по мере снижения вязкости неф- ти. Это позволяет отказаться от нагрева всего объёма отделяемой воды и тем самым снизить расход топливного газа.

Поперечная перегородка (рисунок 1.13) отделяет секцию нагрева от секции коалесценции. Данная перегородка обеспечивает одинаковое положение межфазных границ «нефть-газ» и «нефть-вода» по обе стороны перегородки. Нефть направляется к отводящему пазу таким образом, чтобы обеспечивалось максимальное время контакта с жаровой трубой.

Электростатическая решёта

Диффузионная перегородка

Рисунок 1.14 - Диффузионные перегородки и электростатические решётки

Диффузионные перегородки (рисунок 1.14) представляют собой перфорированные экраны, служащие для равномерного распределения потока, тем самым доводя до максимума время отстаивания эмульсии. Они также служат в качестве заземляющего устройства для вертикальных многовольтных и многоступенчатых электростатических решеток в электростатических дегидраторах и обессоливате- і. Электростатические решётки (рисунок 1.14) расположены вертикально по сечению аппарата. Эмульсия проходит горизонтально через несколько электростатических полей переменного тока различной интенсивности. При этом скоа-лесцированные (укрупнившиеся) капли воды выпадают вниз перпендикулярно по отношению к потоку нефти. По мере продвижения потока и отделения всё большего количества воды напряжение возрастает в каждом последующем электростатическом поле.

Однонаправленная матричная насадка (рисунок 1.15) создаёт множественные расположенные под углом каналы, способствующие коалесценции капель воды и их осаждению. Данная насадка может использоваться как для укрупнения капель воды в нефти, так и в водной фазе для достижения требуемого качества сбрасываемой воды.

Снижение расхода поступающей эмульсии является обычной проблемой для всех установок подготовки нефти. Это создаёт неправильное распределение потока, приводящее к ламинарному течению, неравномерному распределению тепла по слоям, канальному течению жидкости и образованию застойных зон, что ухудшает процесс разрушения эмульсии. Поворотные жалюзи (рисунок 1.16) представляют собой распределительные устройства и могут регулироваться снаружи, что даёт возможность обслуживающему персоналу настроить распределение потока в аппарате без его останова.

Линии дренажа промежуточного слоя (рисунок 1.17) позволяют периодически или непрерывно отводить стойкие эмульсии, накапливающиеся в районе межфазной границы «нефть-вода». Образующийся промежуточный слой может привести к нарушению процесса разрушения эмульсии и к пробле-

Рисунок 1.15 - Однонаправленная матричная насадка _і?~

Рисунок 1.16 - Поворотные жалюзи

Линии првншжв промежуточного САОв

Рисунок 1.17 - Линии дренажа промежуточного слоя

мам, связанным с регулированием межфазного уровня на границе «нефть-вода». -. .->

Рисунок 1.18-Система струйного удаления механических примесей

Система струйного удаления механических примесей (рисунок 1.18) является способом их удаления со дна сосуда и с жаровых труб без останова аппарата. Удаление механических примесей со дна сосуда осуществляется подачей струи промывочной воды, что приводит к размыву осадка и образованию пульпы, которая затем отводится из аппарата.

Среди российских компаний и предприятий, занимающихся разработкой современного оборудования для подготовки продукции скважин, можно выделить ЗАО НТК «МодульНефтеГазКомплект», ООО НЛП «Контэкс», ПГ «Генерация» и ООО ПО «Нефтегазовые системы».

ЗАО НТК «МодульНефтеГазКомплект» разработала следующие отстойные аппараты с внутренними интенсифицирующими устройствами (по информации, представленной в рекламных проспектах ЗАО НТК «МодульНефтеГазКомплект»): трёхфазный сепаратор НГСВМ-А, предназначенный для сепарации газа и предварительного обезвоживания нефти; отстойник ОН, предназначенный для глубокого обезвоживания и обес-соливания нефти.

Общий вид отстойника ОН представлен на рисунке 1.19.

В отстойнике ОН имеются следующие внутренние устройства: входной узел для распределения газожидкостной смеси, перегородки из просечно-вытяжного листа для выравнивания потока жидкости по сечению аппарата, коалесцирующее устройство для укрупнения и осаждения капель воды, коллектор для пропарки коалесцирующего устройства. перегородки коалесцирующее устройство

Д ft ^Т| ^{М Пт}| пропарочный коллектор

А1 - вход водонефтяной эмульсии Б1 — выход обезвоженной нефти

Г1 - выход пластовой вода

41 - для пропарки коалесцирующего устройства

Рисунок 1.19- Общий вид отстойника ОН

ООО НПП «Контэкс» разработало следующие отстойные аппараты с внутренними интенсифицирующими устройствами (по информации, представленной в рекламных проспектах ООО НПП «Контэкс»): концевой делитель фаз КДФК (емкостной), предназначенный для сепарации попутного нефтяного газа и сброса «свободной» воды из нефти; трёхфазные сепараторы ТФСК - (Л, Т, Г), предназначенные для сепарации попутного нефтяного газа и сброса «свободной» воды из нефти (ТФСК-Л, Т), обезвоживания нефти (ТФСК-Г); аппараты обезвоживания нефти БУОН - (П, Г, С), предназначенные для предварительного обезвоживания нефти (БУОН-П), глубокого обезвоживания нефти (БУОН-Г), обессоливания нефти (БУОН-С).

Общий вид трехфазного сепаратора ТФСК представлен на рисунке 1.20.

ПГ «Генерация» разработала комплексную установку по подготовке нефти (УПН), где в одном аппарате осуществляется нагрев водонефтяной эмульсии, обезвоживание и обессоливание нефти (аналог установки типа «Хитер-Тритер»). Общий вид установки по подготовке нефти (УПН) представлен на рисунке 1.21 (по информации, представленной в рекламных проспектах ПГ «Генерация»).

1 - корпус, 2 - вход нефтегазоводяной смеси, 3 - вывод попутного нефтяного газа, 4 - вывод обезвоженной нефти, 5 - вывод пластовой воды, 6 - устройство приема нефтегазоводяной смеси, 7 - перегородка, 8 - система гидростатического распределения и коалесценции

Рисунок 1.20 - Общий вид трехфазного сепаратора ТФСК

Вкад иафтм* Вид првсю* Выж* ЦшвриОй нефти

Свмдеторгш

Ящцим бпмгооогомиг /

Колиеяор сбор» шфм ttWHOT , Ужлвеод^ &лоо« устройств І »«улкс-и і нкпосцмм»¹

Рисунок 1.21 - Общий вид установки по подготовке нефти (УПН)

Установка по подготовке нефти (УПН) включает устройство для ввода эмульсии, жаровые трубы с горелками для нагрева жидкости, блоки коалесценции для укрупнения и осаждения капель воды, устройство для смешения нефти с пресной водой, а также распределительные и сборные устройства для нефти.

ООО ПО «Нефтегазовые системы» силами ОАО «Курганхиммаш», МОАО «Нефтеавтоматика» и с привлечением ОАО «ВНИИнефтемаш» разработали следующие аппараты с внутренними интенсифицирующими устройст- вами (аналог установки типа «Хитер-Тритер», по информации, представленной в рекламных проспектах ООО ПО «Нефтегазовые системы»): -_'-5/v блок нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом НГВРП-ПС, предназначенный для нафева водонефтяной эмульсии, предварительного сброса воды и сепарации попутного нефтяного газа; блок нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом НГВРП-ПН, предназначенный для нагрева нефти и её глубокого обезвоживания, обессоли-вания.

Общий вид блока нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом НГВРП-ПС представлен на рисунке 1.22 .

Рисунок 1.22 - Общий вид блока нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом НГВРП-ПС

Блок нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом НГВРП-ПС состоит из следующих частей: - секции подогрева, включающей устройство ввода и распределения водонефтяной эмульсии, горелки, жаровые и дымовые трубы, а также переливную перегородку; секции коалесценции, включающей-набор рифлёных полипропиленовых пластин; секции вывода>нефти, воды и газа; системы гидроразмыва донных отложений, включающей коллекторы? промывочной воды с инжскционными сопламии лотки (поддо:гы) с: пилообразными вырезами; бокса арматурного блока, включающего за порно-регул ирующую арматуру и первичные средства КИПиА.

Таким образом, анализ современного состояния проблемы промысловой подготовки тяжёлых нефтей и природных битумов показал следующее:

Тяжёлые нефти и природные битумы встречаются в разных регионах планеты. Однако самые крупные месторождения тяжелых углеводородов обнаружены в Канаде и Венесуэле. Значительными запасами тяжелых нефтей также располагают США, Мексика, Бразилия, страны Ближнего- Востока, и Россия;

По данным Французского института нефти, мировые запасы-тяжелых углеводородов всех категорий оцениваются в 4,7 трлн. баррелей (около-750 млрд. т)-нефтяного эквивалента. В России запасы тяжёлых нефтей и природных битумов по разным подсчётам составляют 12 - 25 млрд. т. При этом на территории Республики Татарстан в пермской-системе выявлено свыше 450 залежей тяжёлых углеводородов, прогнозные ресурсы которых оцениваются от 1,4 до 7 млрд т;

На сегодняшний дены в мировой нефтяной отрасли отсутствует общепринятая классификация-углеводородов. На основании последних предложений по определению границы между нефтями и битумами, разработанных комиссией из специалистов бывшего СССР, большая часть углеводородов пермских отг ложений ЧБЗ Республики Татарстан должна быть отнесена к нефтям и тяжёлым нефтям, а согласно классификации углеводородов, используемой: операторами по добыче тяжёлой нефти и битума в Канаде, - к нефтям;

Высокая устойчивость эмульсий, образованных тяжёлыми углеводородами обусловлена высокой вязкостью нефти, малой разностью плотностей нефти и слабоминерализованной попутно добываемой воды, повышенным содержание смол и асфальтенов в нефти, наличием в эмульсии значительного количества мелких капель воды, выносом механических примесей из пласта;

Для разрушения высокоустойчивых водонефтяных эмульсий используют следующие технологические приемы: обработку эмульсии высокоэффективным деэмульгатором с повышенным удельным расходом, длительное отстаивание эмульсии при высоких температурах, оснащение отстойного оборудования различными коалесцирующими устройствами, обработку эмульсии в электрическом поле, а также смешение эмульсии с углеводородным разбавителем;

В советские годы подготовка тяжёлых нефтей осуществлялась с использованием традиционных технологий (термохимическое и электрическое обезвоживание) и стандартного оборудования (отстойники, электродегидрато-ры). Главное отличие от подготовки традиционных нефтей заключалось в том, что при подготовке тяжёлых нефтей использовались более высокие удельные расходы деэмульгаторов (до 200 г/т), высокие температуры (до 90 С), длительное время отстоя (12 ч и более), а также в некоторых случаях добавление разбавителей;

В настоящее время за рубежом при подготовке тяжёлых нефтей и битуминозных песков используют следующие подходы: подготовка тяжёлой нефти в смеси с разбавителем с использованием аппаратов Heater-Treater; подготовка тяжёлой нефти с использованием центробежных сепараторов; экстракция битума из песка в специальных резервуарах-сепараторах, смешение вспененного битума с разбавителем и окончательное отделение песка и воды от углеводородов в центрифугах;

8. За рубежом лидерами в области разработки современного оборудования для подготовки тяжёлых нефтей являются Лкег Kvaerner Process Systems (Акер Квэрнер), Maloney Industries (Малони) и Sivalls, Ins (Сиваллс). Среди российских компаний и предприятий, занимающихся разработкой современного оборудования для подготовки продукции скважин можно выделить ЗАО НТК «МодульНефтеГазКомплект», ООО НПП «Контэкс», ПГ «Генерация» и ООО ПО «Нефтегазовые системы».

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ^ И СОСТАВА НЕФТИ, ПОПУТНО ДОБЫВАЕМОЙ ВОДЫ, ГАЗА. И ЭМУЛЬСИЙ. АШАЛЬЧИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЁЛОЙ НЕФТИ

2.1 Исследование физико-химических свойств и состава тяжёлой-нефтш Ашальчинского месторождения

Основные физико-химические свойства тяжёлой нефти-Ашальчииского месторождения (пермские отложения) представлены в таблице 2Л (данные приводятся для подготовленной до 3-ен группы качества тяжёлой нефти, получаемой на УПСВН Ашальчинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть»).

Таблица 2.1 — Основные физико-химические свойства тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения

Как видно из таблицы 2.1, тяжёлая нефть Ашальчинского месторождения характеризуется высокой вязкостью (до 4100 мПахс при 20 С), повышенной плотностью (до 966 кг/м³ при 20 С), высоким содержанием серы, смол и асфальтенов, а также низкой массовой долей парафина и повышенной температурой застывания.

Значения динамической вязкости и плотности тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения при различных температурах представлены в таблице 2.2. Зависимость динамической вязкости тяжёлой нефти от температуры представлена на рисунке 2.1.

Как видно из таблицы 2.1, значения плотности и особенно вязкости тя-

Таблица 2.2 - Значения динамической вязкости и плотности тяжёлой нефти Ашальчипского месторождения при различных температурах

Подготовленная тяжёлая нефть с УПСВН, дата отбора 15.07.09

О 10 20 ЗО 40 50 60 70 80 90

Температура, С массовая доля воды в нефти - 0,84 % вязкость при градиентах скорости 17,15 и 38,82 с

Рисунок 2.1 - Зависимость динамической вязкости тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения от температуры жёлой нефти, добываемой из одной и той же залежи Ашальчинского месторождения, могут заметно отличаться в зависимости от отобранных проб (вязкости 2760 и 4100 мПахс при 20 С, плотности 962 и 965 кг/м³ при 20 С), что говорит о неоднородности свойств пластовой нефти.

С повышением температуры вязкость тяжёлой нефти заметно снижается, так с увеличением температуры от 10 до 80 С динамическая вязкость нефти (плотность при 20 С 965 кг/м³) уменьшается от 14000 до 62 мПахс (рисунок 2.1). При этом резкое снижение вязкости нефти происходит при её нагреве от 10 до 40 С.

Фракционный состав тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения представлен в таблице 2.3. Данная нефть характеризуется высокой температурой начала кипения (может доходить до 210 С). Следует отметить, что в отличие от традиционных нефтей в данной нефти практически отсутствует бензиновая фракция (объёмный выход фракции н.к. - 200 С не превышает 2 %).

Таблица 2.3 - Фракционный состав тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения

При этом объёмный выход атмосферного остатка (мазута), выкипающего при температуре выше 330 С, составляет около 80 %.

2.2 Исследование физико-химических свойств и состава эмульсий Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти

В последние годы на территории Республики Татарстан активно ведутся опытно-промышленные работы по разработке Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти методом парогравитационного дренажа. Добываемая на месторождении продукция скважин характеризуется наличием высокоустойчивой водонефтяной эмульсии. Это обусловлено следующими причинами: высокой вязкостью и плотностью нефти; повышенным содержанием в нефти асфальтенов и смол; наличием слабоминерализованной попутно добываемой воды с плотностью около 1000 кг/м³; присутствием в эмульсии большого количества мелких капель дисперсной фазы.

Основные параметры продукции скважин Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти представлены в таблице 2.4 (данные по свойствам получены в период с 2006 г. по 2010 г.).

Таблица 2.4 - Основные параметры продукции скважин

Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти

Как видно из таблицы 2.4, продукция скважин характеризуется высокой обводнённостью (до 90 % об.), при этом основная часть воды находится в «свободном» состоянии (ь виде отдельной фазы). Оставшаяся ев часть распределена в составе водонефтяной эмульсии, характеризующейся высокой вязкостью (до 23000 мПахс при 20 С).

Значения динамической вязкости и плотности водонефтяной эмульсии Ашальчинского месторождения при различных температурах представлены в таблице 2.5. Зависимость динамической вязкости эмульсии от температуры представлена на рисунке 2.2.

Как видно из таблицы 2.5 и рисунка 2.2, водонефтяная эмульсия характеризуется очень высокой вязкостью, так вязкость эмульсии с массовой долей воды 44,6 % при температуре 10 С может доходить до 49000 мПахс. Как и следовало ожидать, с уменьшением доли эмульгированной воды вязкость эмульсии снижается. С повышением температуры вязкость эмульсии существенно снижается, так с увеличением температуры от 10 до 80 С динамическая вязкость эмульсии с массовой долей воды 44,6 % уменьшается от 47000 до 205 мПахс. При этом резкое снижение её вязкости происходит при повышении температуры от 10 до 30 С.

Отличительной особенностью эмульсий тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения является наличие в ней большого количества мелкодис-

Таблица 2.5 - Значения динамической вязкости и плотности водонефтяной эмульсии Ашальчинского месторождения при различных температурах

Эмульсия со скважины

Эмульсия со скважины №232 _*Ъ

40 SO 60

Температура, *С* массовая доля воды в эмульсии - 44,6 % вязкость при градиентах скорости 7.61; 17.15 и 38.82 с"¹

Рисунок 2.2 - Зависимость динамической вязкости водонефтяной эмульсии Ашальчинского месторождения от температуры персных капель воды. Микрофотографии водонефтяных эмульсий Ашальчинского месторождения представлены на рисунке 2.3.

а) б) массовая доля воды в эмульсии - 41,0 % массовая доля воды в эмульсии - 16,0 %

Щ\ - одно деление шкалы соответствует 6 мкм

Рисунок 2.3 - Микрофотографии эмульсий тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения

Из микрофотографий видно, что добываемая эмульсия является мелкодисперсной с преобладанием капель воды размерами от менее 6 до 18 мкм. Одной из причин наличия в эмульсии значительного количества мелких капель воды является то обстоятельство, что при добыче тяжёлой нефти в продуктивный пласт закачивается водяной пар, который проникает в нефтяную фазу, охлаждается и конденсируется в ней в виде мельчайших капель. Второй причиной образования мелкодисперсной эмульсии является то, что для отбора тяжёлой нефти из скважины используются глубинные электроцентробежные насосы, которые способствуют диспергированию воды в нефти.

2.3 Исследование физико-химических свойств и состава попутно добываемых воды и газа Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти

Физико-химические свойства и ионный состав попутно добываемой воды Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти представлен в таблице 2.6.

Таблица 2.6 — Физико-химические свойства и ионный состав попутно добываемой воды Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти

Как видно из таблицы 2.6, попутно добываемая вода Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти является слабоминершшзованной (общая минерализация не превышает 6000 мг/дм ) и. имеет плотность при 20 Є около 1000 кг/м³. По классификации В.А. Сулина [75] данная вода относитсятк гид-рокарбонатнонатриевому типу, при этом она характеризуется незначительным содержанием хлорид-ионов, которые учитываются при определении хлористых солей; Поэтому при подготовке тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения до требований, предъявляемых в промысловых условиях, отпадает необходимость в ступени обессоливания. По водородному показателю данная вода является слабощелочной, близкой к нейтральной. Следует отметить, что добываемая с тяжёлой нефтью попутная вода харакгеризуется вы-сокой массовой концентрацией сероводорода (до 400 мг/дм ). Это объясняется тем, что на Ашальчинском месторождении для разогрева тяжёлой нефти производится закачка водяного пара в продуктивный пласт. Водяной пар, закачиваемый в пласт, имеет температуру около 200 С, при такой высокой температуре происходит разложение сернистых соединений, содержащихся в нефти, с образованием сероводорода, часть которого и растворяется в попутной воде.

Ашальчинское месторождение тяжёлой нефти характеризуется очень низким газовым фактором, который не превышает 0,05 м^э/т. В виду высокой температуры, добываемой жидкости на устьях скважин (около 100 С) отбор газа из их выкидных линий является затруднительным. Поэтому для определения свойств и состава попутно добываемого газа его отбор производился из затрубного пространства добывающих скважин. Компонентный состав, плотность попутно добываемого газа и газа, изначально содержащегося в продуктивном пласте Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти (согласно технологической схеме разработки месторождения), представлен в таблице 2.7.

Как видно из таблицы 2.7, попутно добываемый и исходный пластовым газ характеризуются высокой объёмной долей метана (до 52,47 и 81,38 %,

Таблица 2.7 - Компонентный состав, плотность попутно добываемого газа и газа, изначально содержащегося в продуктивном пласте Ашаль-чииского месторождения тяжёлой нефти соответственно), при этом содержание других углеводородных компонентов незначительно. Следует отметить, что в отличие от исходного пластового газа в процессе разработки месторождения в нём появляется сероводород (до 1,08 % по объёму) и значительное количество углекислого газа (до 67,95 % по объёму). Как ранее было отмечено, появление сероводорода является следствием разложения сернистых соединений, содержащихся в нефти, в результате паротеплового воздействия на продуктивный пласт. Наличие значительного количества углекислого газа в попутно добываемом газе объясняется тем, что при разогреве продуктивного пласта происходит прорыв і-аза к известняковым и доломитовым пропласткам, которые при нагреве разлагаются с выделением углекислого газа.

Таким образом, в ходе исследований физико-химических свойств и состава нефти, попутно добываемоюводы, газа и эмульсий Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти установлено следующее:

Нефть характеризуется высокой вязкостью (до 4100 мПахс при» 20 С), повышенной плотностью (до 966'кг/м при 20 С), высоким содержанием серы, смол и асфальтенов, а также низкой массовой долей парафина и повышенной температурой застывания;

Значения плотности и особенно вязкости тяжёлой нефти, добываемой из одной и той же залежи Ашальчинского месторождения, непостоянны во времени, что говорит о неоднородности свойств пластовой нефти. С повышением температуры вязкость нефти заметно снижается, так с увеличением температуры от 10 до 80 С её динамическая вязкость (плотность при 20 С 965 кг/м³) уменьшается от 14000 до 62 мПахс;

Нефть характеризуется высокой температурой начала кипения (может доходить до 210 С). При этом в отличие от традиционных нефтей в данной нефти практически отсутствует бензиновая фракция (объёмный выход фракции н.к. - 200 С не превышает 2 %);

Продукция скважин Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти характеризуется высокой обводнённостью (до 90 % об.)» при этом основная часть воды находится в «свободном» состоянии. Оставшаяся её часть распределена в составе водонефтяной эмульсии, характеризующейся высокой вязкостью (до 23000 мПахс при 20 С);

С повышением температуры вязкость эмульсии существенно снижается, так с увеличением температуры от 10 до 80 С динамическая вязкость эмульсии с массовой долей воды 44,6 % уменьшается от 47000 до 205 мПахс;

Добываемая эмульсия является мелкодисперсной с преобладанием капель воды размерами от менее 6 до 18 мкм;

Попутно добываемая вода Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти является слабоминерализованной (общая минерализация не превышает 6000 мг/дм³) и имеет плотность при 20 С около 1000 кг/м³. Следует отме- тить, что попутно добьгааемая вода характеризуется высокой массовой концентрацией сероводорода (до 400 мг/дм³);

8. Попутно добываемый газ Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти характеризуются высокой объёмной долей метана (до 52,47 %). Следует отметить, что в отличие от исходного пластового газа в процессе разработки месторождения в нём появляется сероводород (до 1,08 % по объёму) и значительное количество углекислого газа (до 67,95 % по объёму).

3 ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ¹

ОБЕЗВОЖИВАНИЯ ТЯЖЁЛЫХ НЕФТЕЙ В ТЕРМОХИМИЧЕСКОМ РЕЖИМЕ

3.1 Экспериментальные исследования процесса разрушения эмульсий тяжёлых нефтей в режиме термохимического обезвоживания

Цель данных исследований состояла в определении оптимального режима (температура и время отстаивания, марка и концентрация деэмульгатора) термохимического обезвоживания тяжёлых нефтей пермской системы Республики Татарстан в лабораторных условиях. Изучение деэмульсационных свойств осуществлялось на примере эмульсий тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения (пермские отложения). При проведении экспериментов температура отстаивания изменялась от 20 С до 150 С, время отстаивания - от 2 до 24 ч, концентрация различных марок деэмульгатора - от 100 до 400 г/т. Методика определения оптимального режима термохимического обезвоживания тяжёлых нефтей заключалась в следующем: определение массовой доли воды в исходной эмульсии; подача деэмульгатора в эмульсию с помощью микродозатора; перемешивание эмульсии с деэмульгатором на лабораторной мешалке-встряхивателе; отстаивание эмульсии при определённых значениях температуры и времени в лабораторных отстойниках, размещённых в термостатируемой бане;

Ресурсы и классификация тяжёлых нефтей и природных битумов

По данным Французского института нефти, мировые запасы тяжелых углеводородов всех категорий оцениваются в 4,7 трлн. баррелей (около 750 млрд. т) нефтяного эквивалента. Из них 135 млрд. т на сегодняшний день являются из-влекаемыми, что примерно равно мировым ресурсам традиционной нефти.! Тяжёлые нефти и природные битумы встречаются в разных регионах планеты. Однако самые крупные месторождения тяжелых углеводородов обнаружены в Канаде и Венесуэле. Значительными запасами тяжелых нефтей также располагают США, Мексика, Бразилия, страны Ближнего Востока и Россия [1].

Мировым лидером в области добычи и переработки тяжёлых углеводородов является Канада. На территории этой страны залежи битуминозных песков сконцентрированы в провинции Альберта на трёх крупнейших промыслах -Атабаска, Пис Ривер и Коулд Лейк, где извлекаемые запасы на сегодняшний день, составляют 175 млрд. баррелей (около 30 млрд. т). При этом общие запасы канадских битуминозных песков оцениваются до 2,5 трлн. баррелей (около 400 млрд. т) [2]. Благодаря наличию битуминозных песков Канада вышла на второе место в мире после Саудовской Аравии (доказанные запасы нефти составляют 259 млрд. баррелей) по разведанным извлекаемым запасам углеводородов. В настоящее время в Канаде добывается 2,6 млн. баррелей нефти в сутки, из них по 1,3 млн. баррелей в сутки из обычных пластов и битуминозных песков. Согласно прогнозу Союза канадских нефтепромышленников к 2020 і , этот показатель достигнет 4,5 млн. баррелей в сутки, или 200 - 245 млн. т в год. Из них на долю битуминозных песков будет приходиться 80 - 90 % добычи углеводородов Т].

Активные работы по разработке месторождений тяжёлых нефтей ведутся в Венесуэле. В этой стране огромные запасы тяжёлых углеводородов расположены на месторождении в бассейне реки Ориноко (Пояс Ориноко). Гигантское месторождение Ориноко имеет обшую площадь 55314 км . По запасам жидких углеводородов оно является самым крупным нефтяным месторождением в мире. Геологические запасы тяжёлых и сверхтяжёлых иефтей на данном месторождении оцениваются в 206,3 млрд. т [3]. По заявлению представителей правительства Венесуэлы, страна собирается занять первое место в мире по разведанным извлекаемым запасам нефти, которые благодаря проведенным геологоразведочным работам достигнут 316 млрд. баррелей (42,7 млрд. т). В настоящее время в бассейне реки Ориноко добывается 482 тыс. баррелей (65 тыс. т) тяжелой и сверхтяжелой иефтей в сутки. Этот показатель добывающие компании собираются увеличить до 600 тыс. баррелей (81 тыс. т) нефти в сутки [1].

В России запасы тяжёлых нефтей и природных битумов составляют 12 — 15 млрд. т [1], а по данным РИТЭК они оцениваются в 25 млрд. т [4]. Ресурсы этих тяжёлых углеводородов обнаружены в Республиках Татарстан, Башкортостан и Коми, Самарской, Оренбургской, Ульяновской и Пермской областях, Краснодарском крае, а также в Западной Сибири [1, 5 - 8]. Достаточно большие ресурсы тяжёлых нефтей и природных битумов сосредоточены в Волго-Уральской нефтеносной провинции, главным образом в Татарстане. На территории Республики Татарстан в пермской системе выявлено свыше 450 залежей тяжёлых нефтей и природных битумов, прогнозные ресурсы которых оцениваются от 1,4 до 7 млрд т [9]. Целенаправленное изучение отложений пермской системы стало осуществляться с 1970 года. С учетом стратиграфической приуроченности битумопроявлений, распределения типов покрышек и коллекторов в разрезе пермских отложений выделены четыре комплекса: уфимский, нижнепермский, нижнеказанский и верхнеказанский. Схематичная карта перспектив битумоносности отложений пермской системы Республики Татарстан представлена на рисунке 1.1 [10].

Объектом первоначального промышленного освоения углеводородов пермской системы Республики Татарстан являются ресурсы высокоперспективных земель уфимского комплекса, что обусловлено более благоприятными геолого-экоиомическими условиями локализации и наилучшей изученностью данных отложений по сравнению с другими, а также обеспеченностью района уфимского комплекса развитой нефтепромысловой инфраструктурой. Перспективными в отношении битумоносности являются отложения верхней (песчаной) пачки шешминского горизонта уфимского комплекса, распространенные в пределах западного и юго-западного склонов Южно-Татарского свода (Черем-шано-Бастрыкская зона), где выявлено 113 залежей тяжёлых нефтей и природных битумов с запасами и ресурсами 243,5 млн. т. Данные залежи административно расположены в пределах Черемшанского, Альметьевского, Лениногор-ского и Новошешминского районов Республики Татарстан и находятся в зоне деятельности ОАО «Татнефть». В настоящее время ОАО «Татнефть» осуществляет опытно-промышленную разработку двух таких залежей: Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений.

Весомый вклад в изучении свойств углеводородов пермских отложений-Черсмшано-Бастрыкской зоны (ЧБЗ) внесли работы, выполненные в институтах «ТатНИПИнсфть», ВНИИУЄ и ВНИИнефть (Всесоюзный-нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика АЛ. Крылова). Анализ накопленного опыта показывает, что свойства данных углеводородов изменяются в широком интервале: плотность при 20 С от 900 до 1080 кг/м3, вязкость при пластовой температуре от 40 до 2 106 мПахс, массовая доля серы от 2,7 до 5,3 %. При этом большая часть рассматриваемых углеводородов (около 80 %) характеризуется физико-химическими свойствами, представленными в таблице 1.1 [9- 12].

Исследование физико-химических свойств, и состава тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения

Блок нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом НГВРП-ПС состоит из следующих частей: - секции подогрева, включающей устройство ввода и распределения водонефтяной эмульсии, горелки, жаровые и дымовые трубы, а также переливную перегородку; - секции коалесценции, включающей-набор рифлёных полипропиленовых пластин; - секции вывода нефти, воды и газа; - системы гидроразмыва донных отложений, включающей коллекторы? промывочной воды с инжскционными сопламии лотки (поддо:гы) с: пилообразными вырезами; - бокса арматурного блока, включающего за порно-регул ирующую арматуру и первичные средства КИПиА. Таким образом, анализ современного состояния проблемы промысловой подготовки тяжёлых нефтей и природных битумов показал следующее: 1. Тяжёлые нефти и природные битумы встречаются в разных регионах планеты. Однако самые крупные месторождения тяжелых углеводородов обнаружены в Канаде и Венесуэле. Значительными запасами тяжелых нефтей также располагают США, Мексика, Бразилия, страны Ближнего- Востока, и Россия; 2. По данным Французского института нефти, мировые запасы-тяжелых углеводородов всех категорий оцениваются в 4,7 трлн. баррелей (около-750 млрд. т)-нефтяного эквивалента. В России запасы тяжёлых нефтей и природных битумов по разным подсчётам составляют 12 - 25 млрд. т. При этом на территории Республики Татарстан в пермской-системе выявлено свыше 450 залежей тяжёлых углеводородов, прогнозные ресурсы которых оцениваются от 1,4 до 7 млрд т; 3. На сегодняшний дены в мировой нефтяной отрасли отсутствует общепринятая классификация-углеводородов. На основании последних предложений по определению границы между нефтями и битумами, разработанных комиссией из специалистов бывшего СССР, большая часть углеводородов пермских отг ложений ЧБЗ Республики Татарстан должна быть отнесена к нефтям и тяжёлым нефтям, а согласно классификации углеводородов, используемой: операторами по добыче тяжёлой нефти и битума в Канаде, - к нефтям; 4. Высокая устойчивость эмульсий, образованных тяжёлыми углеводородами обусловлена высокой вязкостью нефти, малой разностью плотностей нефти и слабоминерализованной попутно добываемой воды, повышенным содержание смол и асфальтенов в нефти, наличием в эмульсии значительного количества мелких капель воды, выносом механических примесей из пласта; 5. Для разрушения высокоустойчивых водонефтяных эмульсий используют следующие технологические приемы: обработку эмульсии высокоэффективным деэмульгатором с повышенным удельным расходом, длительное отстаивание эмульсии при высоких температурах, оснащение отстойного оборудования различными коалесцирующими устройствами, обработку эмульсии в электрическом поле, а также смешение эмульсии с углеводородным разбавителем; 6. В советские годы подготовка тяжёлых нефтей осуществлялась с использованием традиционных технологий (термохимическое и электрическое обезвоживание) и стандартного оборудования (отстойники, электродегидрато-ры). Главное отличие от подготовки традиционных нефтей заключалось в том, что при подготовке тяжёлых нефтей использовались более высокие удельные расходы деэмульгаторов (до 200 г/т), высокие температуры (до 90 С), длительное время отстоя (12 ч и более), а также в некоторых случаях добавление разбавителей; 7. В настоящее время за рубежом при подготовке тяжёлых нефтей и битуминозных песков используют следующие подходы: - подготовка тяжёлой нефти в смеси с разбавителем с использованием аппаратов Heaterreater; - подготовка тяжёлой нефти с использованием центробежных сепараторов; - экстракция битума из песка в специальных резервуарах-сепараторах, смешение вспененного битума с разбавителем и окончательное отделение песка и воды от углеводородов в центрифугах; 8. За рубежом лидерами в области разработки современного оборудования для подготовки тяжёлых нефтей являются Лкег Kvaerner Process Systems (Акер Квэрнер), Maloney Industries (Малони) и Sivalls, Ins (Сиваллс). Среди российских компаний и предприятий, занимающихся разработкой современного оборудования для подготовки продукции скважин можно выделить ЗАО НТК «МодульНефтеГазКомплект», ООО НПП «Контэкс», ПГ «Генерация» и ООО ПО «Нефтегазовые системы».

Экспериментальные исследования процесса разрушения эмульсий тяжёлых нефтей в режиме термохимического обезвоживания

Сначала изучение деэмульсационных свойств эмульсий тяжёлой нефти осуществлялось в условиях низких температур. Эмульсия с массовой долей воды 51 % обрабатывалась деэмульгатором марки Интекс 720 из расчёта 100, 150, 200 г/т и подвергалась отстаиванию при температуре 20 С в течение 6 и 24 ч. При этом температура эмульсии при её обработке деэмульгатором составляла 20 С. Данные опыты показали, что в условиях низких температур (20 С) даже при повышенной концентрации деэмульгатора (200 г/т) и длительном времени отстаивания (24 ч) массовая доля воды в нефти снижается незначительно (с 51,0 до 45,4 %), т.е. в этих условиях эмульсии тяжёлых нефтей практически не разрушаются. Это связано как с высокой вязкостью нефти при 20 С (26tt -4100 мПахс), так и с малой разностью плотностей между нефтью и водой (35 -41 кг/м3). Очевидно, что для разрушения эмульсий тяжёлых нефтей требуются более высокие температуры.

Далее изучение деэмульсационных свойств эмульсии осуществлялось в условиях средних температур. В ходе данных опытов производился выбор наиболее эффективного деэмульгатора для разрушения эмульсий, а также изучалось влияние температуры эмульсии при её обработке деэмульгатором на процесс дальнейшего обезвоживания нефти. С этой целью эмульсии обрабатывались различными марками деэмульгаторов (Интекс-720, Рекод-118, РИК-1 и РИК-2) из расчёта 200 г/т и подвергались отстаиванию при температуре 40 С в течение 6 ч. При этом температура эмульсий при их обработке деэмульгатором составляла в первом случае 20 С, а во втором - 40 С. Результаты обезвоживания тяжёлой нефти при температуре отстаивания 40 С представлены на рисунке 3.1.

Как видно из рисунка 3.1, наибольшая глубина обезвоживания нефти была достигнута при использовании деэмульгатора Интекс 720 (массовая доля воды в нефти снизилась с 36,0 % до 28,6 %). Данный опыт показал, что повышение температуры эмульсии при её обработке деэмульгатором с 20 до 40 С способствует увеличению глубины обезвоживания нефти. Это обстоятельство можно объяснить тем, что при повышении температуры эмульсии происходит снижение её вязкости, а это приводит к более равномерному распределению деэмульгатора в объёме эмульсии и, следовательно, улучшает процесс отделения воды. На основании этого в последующих экспериментах в качестве одного из основных деэмульгаторов, наиболее эффективно разрушающих эмульсии тяжёлых нефтей, использовался реагент Интекс 720, а температура эмульсии при её обработке деэмульгатором составляла не менее 40 С. Проведённые опыты также показали, что в отсутствии деэмульгатора разрушение эмульсии не происходит. Таким образом, в условиях средних температур (40 С) даже при высокой концентрации деэмульгатора (200 г/т) и приемлемом с технологической точки зрения времени отстаивания (6 ч) глубина обезвоживания нефти остаётся всё ещё очень низкой, что свидетельствует о необходимости дальнейшего увеличения температуры отстаивания. С учётом этого в следующих опытах температура отстаивания эмульсии составляла 70 С.

Эмульсии обрабатывались различными марками деэмульгаторов (Интекс-720, Диссолван 4490 и Дефакс Б) из расчёта 200, 300 г/т и подвергались отстаиванию при температуре 70 С в течение 6 ч. Результаты обезвоживания тяжёлой нефти при температуре отстаивания 70 С представлены на рисунке 3.2.

Как видно из рисунка 3.2, при обработке эмульсий деэмульгаторами из расчёта 200 г/т и дальнейшем их отстаивании при температуре 70 С в течение б ч происходит обезвоживание нефти до остаточной массовой доли воды 4,8 -7,2 %. Увеличение концентрации деэмульгатора до 300 г/т и отстаивание эмульсий при этих же условиях приводит к более глубокому обезвоживанию нефтей (остаточная массовая концентрация воды составила 2,2 - 3,1 %). Из использованных деэмульгаторов наибольшую эффективность показали Интекс 720 и Дефакс Б. В данных опытах для проб обезвоженной нефти, обработанных деэмульгатором из расчета 300 г/т, дополнительно была опрелелена массовая концентрация хлористых солей, которая составила при использовании Интекса 720 - 69 мг/дм , Диссолвана 4490 - 81 мг/дм и Дефакса Б - 56 мг/дм . Как ранее отмечалось, попутно добываемая вода Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти является слабоминерализованной, поэтому обезвоживание тяжёлой нефти до остаточной массовой доли воды не более 1,0 % позволит получить нефть с массовой концентрацией хлористых солей не более 100 мг/дм , что исключает необходимость в ступени обессоливания нефти. Как и в предыдущем эксперименте, в данном опыте в отсутствии деэмульгатора разрушение эмульсии не происходит. Таким образом, даже в таком ужесточённом режиме обезвоживания нефти (концентрация деэмульгатора 300 г/т, температура отстаивания 70 С и время отстаивания 6 ч) не получается подготавливать тяжёлые нефти даже до 3-ей группы качества по ГОСТ Р 51858-2002 (массовая доля воды не более 1,0 %). Очевидно, что для подготовки таких нефтей до требований ГОСТ Р 51858-2002 необходимы ещё более высокие температуры отстаивания.

В следующих опытах осуществлялось изучение деэмульсациоиных свойств эмульсий в условиях высоких температур. Эмульсии тяжёлой нефти обрабатывались деэмульгатором марки Дефакс Б из расчета 200, 250, 300 г/т и подвергались обезвоживанию в 2 ступени. На 1-ой ступени пробы эмульсий, нагретые до температуры 40 С, обрабатывались деэмульгатором и подвергались отстаиванию при температурах 85 С (первая часть проб) и 95 С (вторая часть проб) в течение 8 ч. После этого из проб отделялась «свободная» вода, определялась остаточная массовая доля воды в нефти и затем пробы направлялись на 2-ую ступень обезвоживания, где подвергались дополнительному отстаиванию при температурах 85 С и 95 С в течение 8 ч (суммарное время отстаивания составляло 16 ч). Следует отметить, что если в предыдущих исследованиях отстаивание эмульсии производилось в стандартных стеклянных лабораторных отстойниках, то при переходе к температурам 85 С и более отстаивание проб стало осуществляться в специально изготовленных металлических лабораторных отстойниках, выдерживающих высокие температуры и избыточные давления. Зависимость массовой доли воды в нефти от времени отстаивания при температурах 85 и 95 С представлена на рисунке Как видно из рисунка 3.3, обработка эмульсий деэмульгатором Дефакс Б из расчёта от 200 до 300 г/т и дальнейшее их отстаивании при температурах 85 и 95 С в течение 16 ч позволяет стабильно обезвоживать тяжёлую нефть до требований 3-ей группы качества, а именно до остаточной массовой доли воды 0,21 - 0,92 %. Опыт также показал, что повышение концентрации деэмульгато-ра с 200 до 250 и далее до 300 г/т позволяет немного увеличить глубину обезвоживания нефти, но этого оказывается недостаточно для стабильного обезвоживания нефти до требований 1-ой группы качества (остаточная массовая доля воды не более 0,5 %). Как и в предыдущих экспериментах, в данном опыте в отсутствии деэмульгатора разрушение эмульсии практически не наблюдается.

Экспериментальные исследования процесса разрушения-эмульсии-тяжёлых нефтей-с использованием различных разбавителей

Для обезвоживания тяжёлых нефтей в термохимическом режиме необходимо использовать высокие температуры-(до 130 С) с целью снижения их вязкости (порядка 1000 - 10000 мПахс) до приемлемых значений (порядка 100 мПахс), сопоставимых с вязкостью обычных нефтей. В случае обезвоживания природных битумов в термохимическом режиме необходимы ещё более высокие температуры, т.к. их вязкость может составлять порядка 106 мПахс. Такие высокие температуры при подготовке тяжёлых углеводородов приводят к необходимости поддержания избыточного давления в трубопроводах и оборудовании для предотвращения кипения воды, а также к увеличению энергозатрат и ужесточению требований к аппаратам, средствам контроля и автоматизации. Другим способом снижения вязкости тяжёлых нефтей и природных битумов является использование разбавителя.

Цель данных исследований состояла в определении оптимального режима (температура и время отстаивания, концентрация деэмульгатора, тип и доля разбавителя) обезвоживания тяжёлых нефтей пермской системы Республики Татарстан с использованием разбавителя в лабораторных условиях. Изучение деэмульсационных свойств осуществлялось на примере эмульсий тяжёлой нефти, отобранных со скважин Ашальчинского месторождения (пермские отложения). При проведении экспериментов температура отстаивания изменялась от 20 до 70 С, время отстаивания — от 4 до 6 ч, концентрация деэмульгатора марки Дефакс Б - от 100 до 250 г/т, объёмная доля в смеси различных разбавителей от 10 до 60 %. Методика определения оптимального режима обезвоживания тяжёлых нефтей-с использованием разбавителя аналогична методике, описанной в главе 3, и отличается только тем, что перед подачей деэмульгатора в эмульсию, она смешивается с расчётным количеством разбавителя.

Сначала были проведены опыты по изучению влияния типа разбавителя и концентрации деэмульгатора. на- процесс разрушения эмульсий тяжёлой нефти: Эмульсия смешивалась с различными разбавителями, и обраоатыв&тась де-эмульгатором марки Дефакс Б из расчёта 100, 150; 200 г/т, после чего подвергалась отстаиванию при температуре 20 и,50 С в течение 6 ч. При этом доля разбавителя в объёме углеводородной части эмульсии составляла 40"%, а в.качест-ве разбавителя использовались следующие нефтяные фракции: ШФЛУ (широкая фракция лёгких углеводородов), бензиновая фракция (растворитель парафинов) и дизельная фракция (печное топливо) Карабашской УКПН, нефрас (нефтяной растворитель с пределами выкипания 50 - 219 С) и КГФ (керосино-газойлевая фракция) Шугуровского НПЗ, а также индивидуальные углеводороды (бензол и гептан). Зависимости массовой доли воды в нефти от концентрации деэмульгатора при отстаивании в смеси с различными разбавителями представлены на рисунках 4.1 и 4.2.

Как видно из рисунков 4.1 и 4.2, при обезвоживании тяжёлой нефти в смеси с разбавителем наилучшие результаты получены при добавлении бензола, так при концентрации деэмульгатора 200 г/т остаточная массовая доля воды в нефти составила при температуре отстаивания 20 С — 6,0 %, а при температуре 50 G — 0,48 %. Этот факт связан с тем, что из всех представленных разбави телсй бензол обладает наибольшей растворяющей способностью по отношению к смолам и асфальтенам, которые являются одними из основных природных стабилизаторов эмульсий, образованных тяжёлыми нефтями. Из оставшихся разбавителей лучшие результаты по обезвоживанию нефти получены при добавлении ШФЛУ и бензиновой фракции. При использовании этих разбавителей и при концентрации деэмульгатора 200 г/т массовая концентрация воды в нефти составила при температуре отстаивания 20 С - 20,9 % и 20,5 %, соответственно, а при температуре отстаивания 50 С - 1,2 % и 1,5 %, соответственно. При добавлении остальных разбавителей и при концентрации деэмульгатора 200 г/т остаточная массовая доля воды в нефти составила при температуре отстаивания 20 С - в пределах 24,7 - 30,2 %, а при температуре отстаивания 50 С - в пределах 3,5 - 7,9 %. В отсутствии разбавителя при концентрации деэмульгатора 200 г/т эмульсия при температуре 20 С практически не разрушается, а при температуре 50 С разрушается частично. Данный опыт также показал, что увеличение концентрации деэмульгатора со 100 до 150 и далее до 200 г/т приводит к увеличению глубины обезвоживания нефти. При этом следует отметить, что при использовании бензола с увеличением концентрации деэмульгатора со 150 до 200 г/т происходит лишь незначительное увеличение глубины обезвоживания.

Следующие опыты были направлены на изучение влияния доли разбавителей на процесс разрушения эмульсий тяжёлой нефти. Эмульсия смешивалась с различными разбавителями, объёмная доля которых в смеси составляла 20, 40 и 60 %, и обрабатывалась деэмульгатором марки Дефакс Б из расчёта 150 г/т, после чего подвергалась отстаиванию при температуре 20 и 50 С в течение 4 ч. Зависимости массовой доли воды в нефти от доли разбавителя представлены на рисунках 4.3 и 4.4.

Похожие диссертации на Совершенствование технологий обезвоживания тяжёлых нефтей пермской системы Республики Татарстан

Совершенствование технологии ограничения водопритоков скважин трещиноватых коллекторов фундамента месторождения "Белый тигр" : социалистическая Республика ВьетнамБуй Минь Куанг

Совершенствование технологии предварительного обезвоживания нефти на промыслахФахретдинов Радик Разяпович

Совершенствование технологии глубиннонасосной добычи высоковязкой нефти по межтрубному пространству скважиныРахматуллин Валерий Николаевич

Совершенствование технологии предварительного сброса пластовой воды на установках трубных водоотделителейУсова Лариса Нурфаязовна

Разработка и совершенствование технологии регулирования заводнения неоднородных терригенных пластов с применением термотропных гелеобразующих составовГайсин Равиль Фатыхович

Совершенствование технологии предупреждения дестабилизации сильно трещиноватых аргиллитовРужников Алексей Григорьевич

Совершенствование технологии заканчивания скважин на нефтяных месторождениях Среднего ПриобьяСарсембаев Усербай Исхакович

Методы системного совершенствования технологии строительства нефтяных и газовых скважинКурумов Лорса Сурхаевич

Совершенствование технологии цементирования скважин : на примере месторождений ООО "РН-Юганскнефтегаз"Атгараев Владимир Федорович

Разработка и совершенствование технологий строительства нефтяных скважин с боковыми стволами Гилязов Раиль Масалимович