CC BY
60ПОДГОТОВКА НЕФТИ
УДК 622.276.8
Д.В. Косяк, Д.С. Луцев, А.Н. Маркин, К.И. Савин «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд»; Р.Э. Низамов, «Эм-Ай Дрилинг Флуидз ЮК Лтд»
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ДЕЭМУЛЬГАТОРА ДЛЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА МОРСКОЙ ПЛАТФОРМЕ ПРОЕКТА «САХАЛИН-2»
Описан опыт подбора и применения деэмульгатора при подготовке нефти товарного качества на морской нефтедобывающей платформе «Моликпак», входящей в состав проекта «Сахалин-2». В условиях ограниченного времени нахождения скважинной жидкости в системе подготовки (менее 15 минут), выбранный де-эмульгатор Е8-8035® позволил достичь необходимых показателей качества: концентрации воды менее 0,25% и содержания солей менее 70 мг/дм3. В ходе опытно-промышленных испытаний была подобрана оптимальная концентрация деэмульгатора, составляющая 12 мг/дм3, а также определены рабочие параметры работы электородегидраторов.
Проект «Сахалин-2» является одним из крупнейших в мире комплексных нефтегазовых проектов, который реализуется в природно-климатических условиях острова Сахалин на Дальнем Востоке России. В ходе реализации первого этапа проекта морская платформа «Моликпак», установленная на Пильтун-Астохском месторождении (северо-запад о. Сахалин), начала добывать нефть в 1999 г. Добытую в безледовый сезон (около шести месяцев в году) нефть отгружали с платформы в танкеры. В ходе второго этапа проекта были построены и введены в эксплуатацию две другие морские платформы, подводные трубопроводы, соединяющие три платформы с берегом, наземные нефте- и газопроводы, объединенный береговой технологический комплекс, терминал отгрузки нефти и первый в России завод по производству сжиженного природного газа. В 2008 г. добытую нефть по подводным трубопроводам начали транспортировать на береговой технологический комплекс и далее по наземному нефтепроводу на терминал отгрузки нефти, расположенный на юге острова Сахалин.
Нефть Пильтун-Астохского месторождения относится кароматическо-нафтенову типу, обладает плотностью ~850 кг/м3 и низкой вязкостью. Основные показатели безводной нефти (Н20<0,2 "/о1) приведены в таблице 1. До 2009 г. обводненность продукции добывающих скважин платформы «Моликпак» была менее 0,2%. В 2009 г. концентрация воды в продукции ряда скважин платформы «Моликпак» значительно возросла, и обводненность нефти, добываемой на платформе, превысила 0,25%, что до ввода в эксплуатацию системы подготовки нефти платформы
потребовало закрыть скважины с высокой (5-30%) обводненностью. Из-за ограничения по содержанию солей в товарной нефти (70 мг/дм3) максимально допустимая концентрация воды в товарной нефти составляет 0,25%, вместо «привычных» 0,5%.
СИСТЕМА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ ПЛАТФОРМЫ «МОЛИКПАК»
Система подготовки нефти платформы должна обеспечивать получение нефти товарного качества: Н20 < 0,25%. Принципиальная схема подготовки нефти приведена на рис. 1.
Таблица 1. Основные показатели безводной (H20<0,2%) дегазированной нефти Пильтун-Астохского месторождения (проект «Сахалин-2»)
ПАРАМЕТР величина
Плотность при 150С, кг/м3 852
Кинематическая вязкость, м2/с • 200С • 400С 3,64*10-6 2,40*10-6
Массовая доля серы, % 0,22
Массовая доля парафина, % 1,2
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, 11
Давление насыщенных паров по Рейду, кПа 26,2
Температура потери текучести, 0С -78
Рис. 1. Принципиальная схема подготовки нефти платформы «Моликпак»
1 - сепаратор высокого давления; 2 - сепаратор среднего давления; 3 - сепаратор низкого давления; 4,5 - электродегидраторы
Продукция добывающих скважин (газожидкостная смесь) поступает в двухфазный сепаратор 1 высокого давления, предназначенный для отделения основного количества газа. Далее поток подается в трехфазный сепаратор 2 среднего давления, откуда пластовая вода поступает в систему очистки для последующей закачки в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления (ППД), газ - в систему подготовки и компримирова-ния, а нефть - в сепаратор 3 низкого давления - двухфазный сепаратор, где происходит окончательная дегазация нефти, которая затем поступает в два электродегидратора (ЭДГ) 4 и 5, установленные параллельно. Вода, отделенная в ЭДГ, поступает в систему ППД. Согласно рекомендации изготовителя ЭДГ, для его эффективной работы необходимо, чтобы поступающая нефть содержала от 3 до 4 % воды. Отличительной особенностью морских нефтегазодобывающих платформ яв-
ляется ограниченность имеющегося пространства, в связи с чем на морских платформах нет возможности установить сепараторы и аппараты больших размеров, характерные для месторождений, расположенных на суше. По этой же причине в системе подготовки отсутствует накопительный резервуар, в котором нефть обычно находится от нескольких часов до нескольких суток, что обеспечивает ее дополнительное обезвоживание. Для платформы «Моликпак» ситуация осложнялась тем, что изначально она проектировалась как погружная буровая установка. И только после того, как компания «Marathon» привезла ее в Россию, на ней был установлен модуль подготовки нефти. Поэтому компоновку системы подготовки нефти рассчитывали из имеющегося, еще более ограниченного, пространства. Таким образом, время пребывания продукции скважин в сепараторах и ЭДГ составляет минуты, а не десятки минут/часы.
Время нахождения жидкости в каждом сосуде системы подготовки можно рассчитать по следующей формуле (так называемое правило «одной третьей»):
т= 1/з х 1440xVves
(1),
где Т - время пребывания жидкости в сепараторе, мин; Vves - объем сосуда, м3; Q - добыча жидкости, м3/д. Это эмпирическое правило отражает факт того, что процесс сепарации фактически происходит только в одной трети объема сосуда. Причина уменьшения эффективного объема - наличие газовой фазы, «мертвого» объема (в том числе и отделившейся воды), внутренней «начинки» сепараторов и др. Как видно из данных табл. 2, общее время нахождения нефти в системе подготовки не превышает 14 минут. Очевидно, что при указанных условиях подготовить нефть до товарного качества без применения высокоэффективного «быстрого» деэмульгатора невозможно [1-3].
Таблица 2. Рабочие характеристики сепараторов и ЭДГ платформы «Моликпак»
Аппарат Рабочее давление, атм Температура, 0С Объем, м3 Время сепарации, мин
Сепаратор высокого давления 25.3 53 90 3,5
Сепаратор среднего давления 7,5 52 90 3,5
Сепаратор низкого давления 1,3 50 86 3,3
Электродегидратор 9,4 48 2х43 3.3
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ подготовка нефти \\ 49
ПОДГОТОВКА НЕФТИ
Рис. 2. Результаты тестирования деэмульгатора EB-8035
ВЫБОР ДЕЭМУЛЬГАТОРА
Деэмульгатор выбирали по методике «bottle test» [4-5] на образцах эмульсии из добывающих скважин; «возраст» проб не превышал 3 часов. Время сепарации при лабораторных испытаниях составляло 15 минут, что соответствует времени нахождения нефти в системе подготовки. В течение этого времени фиксировали количество воды, отделившейся за равные промежутки времени (5 минут); после окончания сепарации (через 15 минут) определяли остаточную концентрацию воды в нефти, а также оценивали качество отделяемой воды и границы раздела фаз «нефть-вода». Были протестированы несколько десятков деэмульгаторов различных производителей. Лучшие результаты показал деэмульгатор EB-8035 компании MI-SWACO. В лабораторных условиях этот реагент, при концентрации выше 15 мг/ дм3жидкости, обеспечивал остаточную концентрацию воды в нефти (менее 0,5 % за 10 минут сепарации) при высоком качестве границы раздела «нефть-вода». На рис. 2 представлены результаты тестирования деэмульгатора EB-8035 после 10 минут сепарации при концентрациях 0, 5, 10, 15 и 50 мг/дм3.
ЗАПУСК СИСТЕМЫ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ ПЛАТФОРМЫ «МОЛИКПАК» И ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ДЕЭМУЛЬГАТОРА
Точка ввода деэмульгатора была выбрана на входе процесса в сепаратор высокого давления для обеспечения максимального времени контакта реа-
гента с газожидкосной смесью. Концентрацию воды в нефти измеряли в режиме реального времени поточным анализатором фирмы ROXAR модель «12 LowCut version», установленным на выходе ЭДГ, и периодически в лаборатории методом центрифугирования. Подачу деэмульгатора начали с концентрации ~ 20 мг/дм3, при этом скважины, обводненность продукции которых составляла 5-30 %, были закрыты. Перед тем как открыть обводненные скважины, требовалось обеспечить концентрацию воды в нефти на входе в ЭДГ 3-4 %. Для этого морскую воду в расчетном количестве начали подавать на вход ЭДГ. Затем начали открывать скважины с высоким содержанием воды в продукции, одновременно уменьшая подачу морской воды. После полного открытия скважин и «стабилизации» процесса концентрация воды в нефти на выходе ЭДГ установилась на уровне 0,20-0,22 %. Далее уровни воды в ЭДГ были установлены, как рекомендовано изготовителем оборудования: путем перекачки лишней воды в систему ППД. С этого момента система подготовки нефти платформы «Моликпак» фактически была запущена в эксплуатацию, и начались промышленные испытания деэмульгатора.
Целью промышленных испытаний было определение оптимальной рабочей концентрации деэмульгатора, необходимой для подготовки нефти до товарного качества, и определение «реакции» системы подготовки нефти на изменение условий процесса.
При снижении концентрации деэмульгатора до 12 мг/дм3 концентрация воды в нефти на выходе ЭДГ возросла незначительно - до 0,220,25%, но дальнейшее снижение (до 10 мг/дм3) привело к скачкообразному возрастанию концентрация воды в нефти до 0,31-0,35%. Оптимальную рабочую концентрации деэмульгатора определили как 12 мг/дм3. Далее определяли, как система «реагирует» на изменение условий процесса.
Для этого были произведены следующие шаги:
1) была полностью отключена подача деэмульгатора. В течение 15-ти минут количество воды в экспортируемой нефти выросло до 0,68-0,7%;
2) отключена подача воды на вход ЭДГ. Через 3 минуты концентрация воды упала до 0,48-0,5%. При этом на входе ЭДГ количество воды составляло 0,6%, из чего можно сделать вывод, что в отсутствии достаточного количества воды на входе ЭДГ перестают работать;
3) восстановлена подача деэмульгатора с концентрацией 12 мг/дм3. Через 15 минут концентрация воды в нефти снизилась и стабилизировалась на уровне 0,29-0,31%;
4) наконец, была возобновлена рециркуляция воды на вход ЭДГ (4%). Через 10 минут концентрация воды стабилизировалась до 0,21-0,23%. Каждый шаг длился около часа. График изменения концентрации воды на каждом этапе показан на рисунке 3.
- !Шйп-1к(лт tultirar.gr Pint Гг"кХ*г11 i-Д^Нчз}
Beton V Bw Cntrti fclor С0ЙОИ 9Ф ii*K"ii™ra Mucin
& . Д Ä 0Э □ BEB- »■■ [Й Я tIJ a z™ie'< • ea,
FIG fl SSM CP в
Ii eil Ii «5 ¡PID OGM COALESCE RS
D Tjpe MuHllangt Hl Peiloil S Honrs dl I Hemel 1 inlnuM
1 J
__PW"
Рис. 3. Скриншот экрана системы управления процессом во время испытаний Желтая линия - количество воды в товарной нефти; Голубая линия - расход воды на выходе ЭДГ; 1, 2, 3, 4 - шаги 1, 2, 3, 4 (см. описание в тексте)
Отключение подачи деэмульгатора приводит к возрастанию концентрации воды в нефти на выходе ЭДГ с 0,20-0,22% до 0,68-0,72 % в течение 15-ти минут, а с возобновлением подачи деэмульгатора концентрация воды возвращается на прежний уровень примерно за такое же время (~15 мин). Таким образом, было установлено, что без применения деэмульгатора невозможно подготовить нефть до товарного качества. Снижение обводненности нефти, поступающей в ЭДГ, ниже 2% приводит к возрастанию концентрации воды в нефти на выходе ЭДГ до 0,48-0,50 % без подачи деэмульгатора и до 0,29-0,31 % во время подачи 12 мг/дм3 деэмульгатора. То есть обеспечение концентрации воды в нефти 3-4% на входе ЭДГ является необходимым условием их эффективной работы.
ВЫВОДЫ
В результате проведенных промышленных испытаний установлено, что:
• без применения деэмульгатора на платформе «Моликпак» невозможно подготовить нефть до товарного качества;
• деэмульгатор ЕВ-8035 компании М1-SWACO показал высокую эффективность при использовании его в системе подготовки нефти платформы «Моликпак». Специально подобранная формула обеспечивает быстрый «сброс» воды и низкую остаточную обводненность нефти при оптимальной рабочей концентрации деэмульгатора 12 мг/дм3;
• обеспечение концентрации воды в нефти 3-4% на входе ЭДГ является необходимым условием их эффективной работы;
• определены оптимальные параметры работы системы подготовки нефти, такие как оптимальные уровни воды в ЭДГ, концентрация воды в нефти, необходимая для эффективной работы ЭДГ, время «реакции» системы подготовки нефти на изменение условий процесса. Авторы считают, что полученый опыт может быть полезен при дальнейшем освоении Сахалинского шельфа, а также при разработке морских месторождений Каспия и Штокмана.
www.sakhalinenergy.ru
Литература:
1. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. - Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения/ М.: Энергоиздат, 1987. - 464 с.
2. Фахрутдинов Б.Р., ХватоваЛ.К., Варнавская О.А. и др./ Опытно-промышленные испытания деэмульгатора СНПХ-4315Д в НГДУ «Ямашнефть» ОАО «Татнефть»// Нефтяное хозяйство, 2006. - №11. - 99-101 с.
3. Manning, F.S. and Thompson, R.E. "Dehydration of Crude Oil." Oilfield Processing Volume 2: Crude Oil. Tulsa: PennWell Publishing, 1995. -113-143.
4. Bowman, R.W., Burton, W.D., Pryor, J.A., Shell Oil Co. "Statistically Designed Oil Dehydration Tests", SPEpaper 6529, (1977)
5. Michael K. Poindexter, Shaokun Chuai, Robert A. Marble, Samuel C. Marsh, Ondeo Nalco Energy Services, "Classifying Crude Oil Emulsions Using Chemical Demulsifiers and Statistical Analyses", SPE paper 84610, (2003)
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ подготовка нефти \\ 51
