CC BY
641
Ю. А. Ковальчук, Р. Ф. Хамидуллин, Н. Ю. Башкирцева,
О. Ю. Сладовская, А. В. Лужецкий, В. П. Нефёдов
ПОДГОТОВКА НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
ООО «ЛУКОЙЛ-НИЖНЕВОЛЖСКНЕФТЬ»
Ключевые слова: деэмульгатор, эффективность, эмульсия, подготовка нефти, контролируемые параметры. demulsifier, еfficiency, emulsion, ой preparation, œntrollable parameters.
В настоящее время наиболее эффективным решением снижения обводенности продукции добывающих скважин является применение реагентов-деэмульгаторов. Применение импортных реагентов зачастую приводит к увеличению затрат на подготовку. В связи с этим на базе отечественного сырья разрабатываются эффективные деэмульгаторы. Результатом испытания реагента «СТХ-3» на месторождениях ООО «ЛУ-КОЙЛ-Нижневолжскнефть» является улучшение качества подготавливаемой нефти и возможность снижения затрат на её себестоимость в случае замены базового деэмульгатора.
Now the most effective decision of decrease water content production of extracting chinks is application of demulsifiers. Application of import reagents frequently leads to increase inputs. In this case etfective demulsifiers are developed on the basis of domestic raw materials. Consegnently of test of reagent «ctx-3» at Lld «LUKOIL-Nignevolzhskneft» oilfields the quality of prepared oil is improvement. There is possibility of decrease its cost price in case of replacement base demulsifier
Известно, что для месторождений в поздней стадии разработки характерны значительное уменьшение запасов нефти и обводнение нефтяных пластов. Применение методов интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов ведет к дальнейшему увеличению обводненности нефтей, изменению состава природных стабилизаторов эмульсий, повышению устойчивости водонефтяных эмульсий.
Задачей Коробковского нефтегазодобывающего управления (НГДУ) является добыча, сбор, транспорт нефти и попутного газа, закачка в продуктивные пласты предварительно сброшенной воды в целях поддержания пластового давления.
В последние годы в ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» введен в эксплуатацию ряд следующих крупных месторождений: Памятное, Сасовское, Ковалевское, Новокочет-ковское, что привело к изменению свойств нефтяной продукции. В связи с этим применяемые до сих пор реагенты-деэмульгаторы Separol WF-41 и Интекс-720 не обеспечивают приемлемое качество подготовки нефти и воды. Поэтому возникла задача повышения эффективности процесса подготовки нефти с одновременной заменой базовых деэмульгаторов Separol WF-41 и Интекс-720.
Для решения поставленной задачи в 2005-2007 гг. были проведены лабораторные испытания реагентов ЗАО «Среднетоннажная химия» (г. Нижнекамск), которые используются для обезвоживания и обессоливания различных нефтей [1].
На установку комплексной подготовки нефти (УКПН) нефть подается с двух направлений - северного (ТПП «Жирновскнефгаз») и южного (ТПП «Котовонефтегаз») (рис. 1).
Подача реагента на Северном направлении введется в 5 точках - перед и после сборочного пункта (СП-3), после дожимной насосной станции (ДНС-3), установки предвари-
тельного сброса (УПС-1) и сборочного пункта нефти (СПН «Мирошники»). На Южном направлении реагент подается после сборочных пунктов нефти (СПН «Антиповка», СПН «Южный Умет» и СПН-2). В случае необходимости деэмульгатор может подаваться непосредственно на установку комплексной подготовки нефти.___________________________________________
Г"""""""""""”
■ ГІИХ метко НС КОС •
_ мсс горождснис.
Рис. 1 - Принципиальная схема нефтяных потоков ООО «ЛУКОЙЛ-
Нижневолжскнефть» ТПП «Котовонефтегаз» и ТПП «Жирновскнефтегаз»
Характеристики нефтей, поступающих на установку подготовки нефти со сборочных пунктов: СПН «Мирошники» - северное направление и СПН-1, СПН-2, СПН «Южный Умет», СП «ГЗУ-3 Котовской» - южное направление представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Характеристики нефтей, поступающих на установку подготовки нефти со сборочных пунктов
Объект Характеристика""--..^^ СПН «Мирош- ники» СПН-1 СПН-2 СПН «Юж- ный Умет» СП «ГЗУ-3 Котовс- кой»
° /3 Плотность при 20 С, г/см 0,815 0,811 0,838 0,803 0,820
Парафины, % масс. 9,09 4,27 4,17 7,22 9,48
Смолы, % масс. 6,41 5,93 5,45 3,42 3,76
Асфальтены, % масс. 0,413 0,433 0,99 0,536 0,70
Сера, % масс. 0,171 0,208 0,254 0,15 0,138
Механические примеси, % масс. 0,055 0,053 0,049 0,029 0,58
0 2 Вязкость при 20 С, мм 6,52 3,05 3,3 2,5 4,5
Нефть этих месторождений можно охарактеризовать как средней плотности и малой вязкости, с небольшим содержанием асфальтенов, но высоким содержанием смол и парафинов. Тип стабилизаторов водонефтяных эмульсий - смоло-парафиновый.
Добываемая в ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» нефть по физико-химическим свойствам относится к малосернистым, легким (плотность = 0,825 - 0,840 г/см3).
Как видно из рис. 1 происходит смешение нефтяных потоков различной
обводненности, поэтому лабораторные исследования деэмульгирующей эффективности реагентов марки СТХ проводились в условиях, максимально приближенных к реальным условиям предварительной подготовки нефти в ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», на естественных водонефтяных эмульсиях, отобранных перед точкой ввода деэмульгатора [2].
Исследования проводили по стандартной методике «бутылочной пробы». Деэмульгирующую эффективность определяли как отношение выделившейся воды за определенный промежуток времени к исходному объему воды в нефти. Отстой воды проводили в течение 1- 4 часов [3].
В работе использовались реагенты, производимые ЗАО «Среднетоннажная химия» марки «СТХ», а именно СТХ-1, СТХ-3, СТХ-5, а так же экспериментальные образцы олигоуретанов образец СТХ-13 СТХ-15 СТХ-17. В качестве реагентов сравнения использовались деэмульгатор 8ераго1 WF-41, применявшийся на данном месторождении, а также деэмульгатор марки Интекс-720, рекомендованный к применению ЗАО НИЦ «Химтехно». На рис. 2 представлены результаты обезвоживания нефтяной эмульсии на примере эмульсии, поступающей с ДНС «Кленовская», с применением указанных реагентов. Лабораторные исследования на нефтяных эмульсиях, отобранных с других объектов ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», проводили с таким же ассортиментом реагентов.
На всех исследованных объектах максимальная степень обезвоживания и значительное сокращение остаточного содержания воды наблюдались в пробах содержащих реагент СТХ-3.
Сравнительные результаты деэмульгирующей эффективности реагента, СТХ-3, и базового деэмульгатора, используемого на объекте (на объектах ТИИ «Котовонефтегаз» -реагент Бераго1 ЕБ-3483, а на ТИП «Жирновскнефтегаз» - Бераго1 WF-41), представлены в табл. 2.
Таблица 2
Объект Исходная обводненность, % об. Деэмульгатор Темпе-рату-ра, 0С Время, мин Степень обезвоживания, % Остаточное со-держа-ние воды, 'ост, %
Марка Дози- ровка, г/т
ТПП «Котовонефтегаз», Южное направление
СПН «Мирош- ники» 7 Берагої ББ-3483 54 45 60 71 2,1
СТХ-3 71 2,1
СПН-2 45 Берагої ББ-3483 91 20 60 84 12,0
СТХ-3 83 11,3
СПН «Южный Умет» 25 Берагої ББ-3483 40 20 90 46 15,3
СТХ-3 56 12,8
«Анти- повка» 18 Берагої ББ-3483 27 65 60 83 3,5
СТХ-3 86 3,0
ТПП «Жирновскнефтегаз», Северное направление
СП-3 70 Берагої WF-41 33 20 240 71 40,0
СТХ-3 71 40,0
Интекс 720 73 38,8
УПС-1 60 Берагої WF-41 25 30 240 38 48,1
СТХ-3 67 33,3
Интекс 720 10 56
ДНС-3 67 Берагої WF-41 61 20 180 7 66,1
СТХ-3 4 65,4
Интекс 720 4 65,4
ДНС «Кленов- ская» 65 Берагої WF-41 217 20 120 26 57,8
СТХ-3 80 27,1
Интекс 720 65 39,1
ЦШІН 24 Берагої ББ-3483 53 20 90 69 9,0
СТХ-3 77 6,7
Многочисленные лабораторные испытания на объектах ДНС «Кленовская», СПН «Антиповка», СПН-2, являющимися начальными точками дозирования реагентов в схеме сбора нефти, показали, что эффективность реагента СТХ-3 значительно выше базовых. На
пробах, отобранных с промежуточных точек ввода деэмульгатора и уже содержащих базовый реагент, СТХ-3 также показал лучшие результаты. Таким образом, анализ таких показателей как степень обезвоживания, остаточное содержание воды, совместимость реагентов, характеризующих качество подготовки нефти позволяет нам исследовать реагент СТХ-3 в режиме опытно-промышленных испытаний.
Промысловые испытания проводились по действующей технологической схеме. Ввод деэмульгатора СТХ-3 осуществлялся на объекты с постепенной заменой применяемых реагентов: на Южном направлении производилась замена Интекса-720, а на Северном - Берагоі WF-41. Удельный расход СТХ-3 на различных точках ввода, согласно технологическим нормам, составлял от 3 до 460 кг/сут перекачиваемой нефти. Результаты промысловых испытаний оценивались по параметрам работы УКПН ЦППН «Котовонефтегаз», на которую поступают потоки Северного и Южного направлений (рис.1), где производится окончательная подготовка нефти до товарного качества. Установка комплексной подготовки нефти состоит из блока обезвоживания, блока нагрева, блока обессоливания и блока сепарации (рис.3).
Рис. 3 - Принципиальная схема УКПН ЦППН «Котовонефтегаз»
В ходе опытно-промышленных испытаний на УКПН ЦППН «Котовонефтегаз» ежедневно контролировались следующие параметры:
- удельный расход деэмульгатора;
- остаточное содержание воды и содержание солей в нефти после обезвоживания и обессоливания (после О-1^3 и О-4^7);
- содержание воды после С-1^3;
- остаточное содержание воды и содержание солей в стабильной нефти, выходящей с накопительного резервуара с УКПН и в потоке на узле учета «Ефимовский» ЛПДС;
- содержание нефтепродуктов в воде;
- температура эмульсии на входе и выходе из теплообменников, а также после О-4^7.
Испытания деэмульгатора для определения его потенциальных возможностей в
зависимости от изменений условий в технологии внутрипромыслового транспорта и подготовки нефти, проводились в два этапа: осенне-зимний и весенне-летний периоды.
Выход на режим установки при промысловых испытаниях происходило примерно в течение 10 дней, за это время стабилизируются основные характеристики процесса. Поэтому для оценки работы реагента при постепенной замене Интекса-720, Берагоі WF-41 на СТХ-3
анализировались технологические параметры в течение 10 дней после проведения очередной замены. Основные, усредненные за 10 дней работы, технологические показатели работы УКПН ЦППН ТПП «Котовонефтегаз» приведены в табл. 3.
В строке 1 табл. 3 приведены характеристики работы установки в осенне - зимний период, за 10 дней до начала испытаний. В этот период на Южном направлении дозировался Интекс-720, а на Северном - 8ераго1 WF-41. Строка 2 табл. 3 - соответствует первому этапу промысловых испытаний. Произошла замена реагента Интекс-720 на Южном направлении на реагент марки СТХ-3. При полном переходе работы объектов ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» на реагент СТХ-3 (строка 3 табл. 3) произошло снижение содержание солей в нефти. Кроме того, существенно снизился показатель содержание нефтепродуктов в воде (с 22,5 до 18,8 мг/л), что в настоящее время является одной из важных задач улучшения экологических параметров работы установки.
Так как нефти, добываемые в ООО «ЛУКОЙЛ - Нижневолжскнефть», относятся к нефтям, с большим содержанием смол и парафинов, то при подготовке нефти неизбежно возникает проблема образования промежуточных слоев, представляющих собой высокодисперсную нефтяную эмульсию, с повышенным содержанием природных стабилизаторов, которая обладает повышенной агрегативной устойчивостью. Одним из показателей эффективной работы деэмульгатора, который определяется только в результате опытнопромышленных испытаний, является его способность снижать образование таких промежуточных слоев. Поэтому одним из параметров, который контролировался в процессе опытно-промысловых испытаний, являлась высота нефтяной подушки, которая накапливалась в сырьевых резервуарах №№ 4,5,6 (рис. 4).
Из рис. 4 видно, что за период опытно-промысловых испытаний, в течение 20-23 суток произошло небольшое увеличение высоты нефтяной подушки в РВС-№№5,6. Увеличение высоты слоя связано с отрицательными факторами, возникающими при смешении остатков одного реагента в потоке и другого, вновь вводимого, что является закономерным при переходе с одного реагента на другой в процессе подготовки нефти. Следует также учесть, что испытания проводились при пониженных температурах, в зимнее время. Повышение температуры в резервуаре РВС-№4 на 5 0С привело к уменьшению высоты промежуточного слоя, и таким образом была решена данная проблема.
Таблица 3 - Технологические показатели работы УКПН ЦППН ТПП «Котовонефтегаз»
№ п/п Направ- ление Реагенты применяемые на предварительных этапах подготовки нефти Температура, 0С Содержание воды (% об.) и солей (мг/л) в нефти Содержание нефтепродуктов в воде, мг/л
на входе Т-1, Т-2-1 Сырая нефть О-4:7 перед С-1:3 (вода) после О-1:3 после О-4:7 стабш из Р льная, ВС-7 на выходе с установки
д о нч а ч л н в Ч нн ° НҐ а гя Д гУ вТ вода соли вода соли вода соли вода соли
Осеннее-зимний период
1. Южное Северное Интекс- 720 Separol ^-41 23,1 65,3 62,0 63,6 0,11 0,06 99 0,11 43 0,08 44 0,0 4,29 22,5
2. Южное Северное СТХ-3 Separol ^-41 26,8 65,0 61,5 61,8 0,16 0,06 126 0,11 48 0,06 48 0,0 11,96 18,5
3. Южное Северное СТХ-3 СТХ-3 22,5 64,1 60,1 61,0 0,17 0,06 93 0,12 36 0,07 40 0,0 5,24 18,8
Весенне-летний период
4. Южное Северное Separol ES-3483 Separol ^-41 20,3 62,4 57,1 57,2 0,49 0,07 145 0,23 69 0,17 75 0,00 17,27 23,7
5. Южное Северное СТХ-3 Separol WF-41 22,7 60,5 57,4 58,6 0,50 0,10 179 0,13 61 0,09 66 0,00 10,82 15,3
6. Южное Северное СТХ-3 СТХ-3 23,5 64,3 60,1 63,5 0,17 0,03 77 0,04 35 0,02 32 0,00 6,19 13,8
Испытания, проведенные в весенне-летний период, сняли вопрос о возникновении промежуточного слоя. Контроль за промежуточным слоем в сырьевых резервуарах РВС-№№5,6 проводился уже с первого дня опытно-промысловых испытаний. Нефтяные подушки в резервуарах до замены базовых реагентов на реагент СТХ-3, а также во время испытания отсутствовали. Это говорит о том, что даже небольшое повышение температуры окружающей среды приводит к разрушению агрегативной устойчивости нефтяной эмульсии. Таким образом, проблема увеличения промежуточного слоя была решена.
Замена базовых реагентов в такой же последовательности, как и в осенне-зимний период, показала, что (строка 5 табл. 3) даже при частичной замене базового реагента происходит заметное улучшение качества подготавливаемой нефти. Снижение содержания солей и воды в нефтяной среде происходит после О-4:7, а в товарной нефти оно составляет 6,35мг/л и 8,4 мг/л, соответственно.
Полная замена базового реагента (строка 6 табл. 3) приводит к дальнейшему улучшению показателей качества подготавливаемой нефти. Определение содержания воды и солей в нефти после О-1:4, О-4:7, в стабильной нефти из РВС-7 и на выходе с установки проводилось в лаборатории по ГОСТ 2477-65, ГОСТ 21534-76. Результаты анализов нефти на выходе с установки показали следы воды, поэтому эффективность реагента СТХ-3 оценивалась по содержанию солей в нефти на выходе с установки и по содержанию нефтепродуктов в воде. Видно, что происходит снижение количества солей в товарной нефти (от 17,27 до 6,19 мг/л), а также содержания нефтепродуктов в воде (от 23,7 до 13,8 мг/л).
Таким образом, по результатам серии лабораторных и опытно - промышленных испытаний на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» были сделаны следующие выводы:
1. Деэмульгатор СТХ-3, производимый ЗАО «Среднетоннажная химия», показывает хорошую динамику отстоя на всех объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» по сравнению с базовыми реагентами и обеспечивает высокую степень разрушения эмульсии на стадиях внутритрубной деэмульсации и предварительного сброса воды;
2. При замене базовых реагентов на деэмульгатор СТХ-3 на всех объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» режим работы установки УКПН ТПП «Котовонефтегаз» не нарушался, получаемая товарная нефть соответствовала I группе по ГОСТ Р 51858-2002 (содержание солей в нефти на выходе установки не превышало 10 мг/л, а содержание нефтепродуктов в воде - 15 мг/л). Поэтому реагент СТХ-3 рекомендован для промышленного применения в ООО «ЛУКОЙЛ - Нижневолжскнефть»;
3. Реагент отечественного производства СТХ-3 дает возможность сократить затраты на подготовку нефти в ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть».
Литература
1. Хамидуллин, Р. Ф. Изучение эффективности реагентов марки СТХ в процессах сбора и подготовки нефтей / Р.Ф. Хамидуллин [и др.] // Нефтегазопереработка и нефтехимия - 2006.- С. 184-186.
2. Новиков, И.П. Особенности подготовки высокоэмульсионной нефти / И.П. Новиков и [др.] // Нефтяное хозяйство. - 2006.- №4. - С. 124-125.
3. Хамидуллин, Р.Ф. Опытно-промышленные испытания деэмульгатора СТХ-3 в ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» / Р.Ф. Хамидуллин [и др.] // Вестник Казан. технол. ун-та - 2006 - №6. - Ч.2. - С. 18.
© Ю. А. Ковальчук - асп. каф. каф. химической технологии переработки нефти и газа КГТУ; Julija_lev81@mail.ru; Р. Ф. Хамидуллин - д-р техн. наук, проф., зав. каф. химической технологии переработки нефти и газа КГТУ, ХатіШ@таі1.ги; Н. Ю. Башкирцева - канд. техн. наук, доцент той же кафедры; О. Ю. Сладовская - канд. техн. наук, доцент той же кафедры; Р. Р. Мингазов - асп. той же кафедры; o1ga_s1adov@mai1.ru; А. В. Лужецкий - асп. той же кафедры; Luzhetskiy@yandex.ru; В. П. Нефёдов - зам. ген. дир. ЗАО «Среднетоннажная химия», nefedovvp@ramb1er.ru.
