CC BY
77
УДК 622.276.8
Б. Р. Фахрутдинов, Г. Р. Фаттахова, А. Г. Сакаева, О. А. Варнавская, Н. Ю. Башкирцев;!, А. А. Газизова
ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ РАЗРУШЕНИЯ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ СЛОЕВ В ЦПСН «ПРОСВЕТ»
Ключевые слова: промежуточный слой, деэмульгатор, подготовка нефти.
Накопление устойчивых промежуточных слоев в отстойных аппаратах со временем может привести к «срыву» технологического режима процесса подготовки нефти и воды. Представлены результаты исследования состава и свойств устойчивых промежуточных слоев, образующихся и накапливающихся в сырьевом резервуаре ЦПСН «Просвет». Установлено, что эмульсия стабилизирована механическими примесями (преимущественно, сульфидом железа). Предложен оптимальный композиционный состав специального химического реагента «СНПХ-4802» для разрушения устойчивых промежуточных слоев, стабилизированных сульфидом железа, а также даны рекомендации по технологии его применения.
Keywords: intermediate phase, demulsifier, oil treatment.
The accumulation of high resistant intermediate phases in settlers may eventually lead to a «break-down» of oil and water treatment technological process. The results of composition and properties investigation of high resistant intermediate phases, formed and accumulated in the feed tank of the central station of oil delivery «Prosvet», were presented. It was established, that emulsion was stabilized by mechanical impurities, mainly, iron sulphide. The optimal composition of special chemical reagent «SNPX-4802» for destruction of high resistant intermediate phases, stabilized by iron sulphide, was proposed, recommendations of reagent technology application were produced.
На нефтяных месторождениях средней и поздней стадий разработки в нефтяных технологических резервуарах иногда скапливается многокомпонентная дисперсная система, которую не удается разрушить обычными деэмульгаторами. Такую субстанцию называют ловушечной эмульсией, межфазовым эмульсионным слоем, эмульсией промежуточных слоев [1].
Установлено два типа устойчивых эмульсий промежуточных слоев, образующихся в отстойных аппаратах: стабилизированных сульфидоасфальте-носмолопарафиновыми комплексами и ассоциированными комплексами высокомолекулярных соединений [1, 4].
Повышенная концентрация эмульгирующих веществ в водонефтяной эмульсии приводит к формированию стойкой бронирующей оболочки на межфазной границе, что практически полностью исключает возможность ее разрушения при коалесценции глобул воды [1 - 5]. Накопление устойчивых промежуточных слоев в отстойных аппаратах ведет к нарушению технологического режима деэмульсации, ухудшению качества товарной нефти и дренируемых пластовых вод [3], а со временем может стать причиной срыва технологического режима процесса подготовки нефти и воды.
Целью данной работы являлось исследование состава и свойств вторичных эмульсий, не поддающихся разрушению традиционными методами, образование и накопление которых в сырьевом резервуаре ЦПСН (центральный пункт сбора нефти) «Просвет» ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» в настоящее время оказывает значительное негативное влияние на процесс подготовки нефти. Кроме того, предложены эффективный композиционный состав и технология для решения обозначенной проблемы.
Для проведения лабораторных исследований отобраны трудноразрушаемые эмульсии сырьевого резервуара Р-2В ЦПСН «Просвет» с уровней 180, 220, 250 см. По данным исследований состава и
свойств установлено, что промежуточный слой с уровня 180 см представляет собой обводнённую высокоустойчивую эмульсию, стабилизированную механическими примесями (преимущественно, сульфидом железа). Содержание воды в исследуемой пробе составило 54,0 %, мехпримесей -1,3990%, сульфида железа - 10532,54 мг/дм3.
Содержание воды в пробе, полученной смешением промслоев, отобранных с различных уровней резервуара Р-2В (180, 220, 250 см), составило 22,0%, мехпримесей - 0,4226%, сульфида железа -3286,49 мг/дм3.
Исследования деэмульгирующей эффективности реагентов выполнены согласно методике АО «НИИнефтепромхим» «Деэмульгаторы водо-нефтяных эмульсий. Деэмульгирующая способность» (регистрационный код МВИ по Федеральному реестру - ФР.1.31.2006.02793), в основе которой лежит метод «бутылочной пробы».
На первоначальном этапе исследований испыты-вались промышленные образцы базовых деэмульга-торов, применяемых в настоящее время на объектах нефтесбора и подготовки нефти ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»: «СНПХ-4480-3», «СНПХ-4114», «СНПХ-4315 ДА», «Геркулес-2022С». Эксперименты проводили при температурах +20°С и +40°С (температуры в сырьевом резервуаре в зимний и летний периоды, соответственно) и удельных расходах реагентов от 1000 до 3000 г/т.
Результаты исследований показали, что добавление деэмульгаторов (1000, 2000 г/т) в промслой с уровня 180 см с обводненностью 54,0% и агрегатив-ной устойчивостью 61,0 % не привело к разрушению эмульсии после 6 часов отстоя при температуре +20 С. Добавление промывочной подтоварной воды в количестве 10-30% об., увеличение расхода до 3000 г/т, продолжительности воздействия деэмуль-гаторов до 24 часов и температуры отстоя до +40°С при периодическом поступательном перемешивании также не привело к разрушению промслоя.
Обработка эмульсии с обводненностью 22%, полученной смешением промслоев с различных уровней сырьевого резервуара Р-2В (180, 220, 250 см) и обладающей меньшей агрегативной устойчивостью (28,0%), тестируемыми деэмульгаторами с удельным расходом 1000 г/т позволила выделить небольшое количество эмульгированной воды: 18 - 20%. При этом температура термостатирования составила +20° С, продолжительность воздействия реагентов 24 часа. Повышение температуры отстоя до +40° С не привело к значительному увеличению деэмуль-гирующей эффективности.
Анализ литературных данных и многолетняя практика показывают, что для эффективного разрушения устойчивых промслоёв, стабилизированных большим количеством мехпримесей и природных стабилизаторов эмульсий, помимо нагрева необходимо применение специальных химических реагентов, обладающих наряду с деэмульгирующими свойствами диспергирующими и смачивающе-моющими свойствами для отмыва углеводородов с частиц мехпримесей и перевода гидрофобных стабилизаторов на границу раздела фаз.
В АО «НИИнефтепромхим» разработан химический реагент «СНПХ-4802» для разрушения устойчивых промежуточных слоёв, стабилизированных мехпримесями (преимущественно, сульфидом железа) и гидрофобными поверхностно-активными веществами (ПАВ).
На рисунках 1-4 представлены сводные результаты исследований по разрушению промслоёв с применением химреагента «СНПХ-4802».
ческой обработки и последующего центрифугирования в градуированных пробирках объемом 10 см3.
гттх-шго IMO л
снпх-онп
■cmix-ism
■ сипх-адп
■ CJII1X-4S02 (0,5 "»-1ШЯ раствор) 20 "v ОС.
CHIDUMl (А^мша ршпмир) MfiiHi. —C1IIJX-UW2 (ЗСЮО ГТ) • 30-*Ов.
Илриатм лЛ-рлЛлтип n|»uf.»M
Рис. 1 - Деэмульгирующая эффективность различных способов разрушения промслоя с уровня 180 см (температура + 20°С, время отстоя 24 часа)
Эксперименты проводили при температурах +20° С и +40 °С, время термостатирования при заданных температурах составило 24 часа. Реагент дозировался в эмульсию в форме поставки с удельным расходом 1000 г/т, подавался в различных объемных соотношениях в виде 0,5, 1,0 и 2,0%-ных водных растворов, также в лабораторных условиях смоделирован вариант обработки промежуточного слоя товарной формой реагента «СНПХ-4802» из расчета 1000 и 3000 г/т с добавкой 30% об. промывной подтоварной воды. После окончания времени отстаивания в подготовленной нефти определяли остаточное содержание воды методом термохими-
Рис. 2 - Деэмульгирующая эффективность различных способов разрушения промслоя с уровня 180 см (температура + 40°С, время отстоя 24 часа)
СНПХ-4802 IOOO г/
■ СНГ1Х-4В02 |2аа-нк 30 ЗД об. СНПХ-.1802 (2 °
30 «5.
■ снп:
20 об.
■ СНПХ-4802 <1000 Г
Г> расхнор)
Рис. 3 - Деэмульгирующая эффективность различных способов разрушения промслоя с уровней 180, 220, 250 см (температура + 20 °С, время отстоя 24 часа)
CJUIXHI»: 1«*>г
( |ГП\1Ш> (У *„-M«jift [Mrrnnfi) 20 Те Об. ■ ГНПХ-Ш2 (Hi-HMfl xBKlBrtjl)
>-т<:Н11Х-4!Ю2 < 1*ь-пыЯ рпсте>р> ТО аи ■>£
- С'ННХ-МШ (ITo-тлП растоор)
■ Ciinx 4MJ2 (MWt Г, Т> - 30
ULX.-1MJ2 (SOOO г.Т>
Рис. 4 - Деэмульгирующая эффективность различных способов разрушения промслоя с уровней 180, 220, 250 см (температура + 40°С, время отстоя 24 часа)
Как следует из представленных данных, наибольшую деэмульгирующую эффективность (80100%) показали варианты обработки исследуемых промежуточных слоев реагентом «СНПХ-4802» с удельным расходом от 1000 до 3000 г/т с привлечением 20 - 30 % об. промывной воды, а также обработки 1,0 - 2,0%-ным водным раствором «СНПХ-4802» в количестве 20 - 30% от общего объема смеси. При предложенных способах разрушения промс-
лоев остаточная вода с верхнего уровня нефтяной фазы (условно «с перетока») не обнаружена, с уровня на 15% выше уровня раздела фаз содержание остаточной воды составило 2,0 - 2,5%. Повышение температуры отстоя с +20°С до +40°С в лабораторных условиях привело к незначительному увеличению деэмульгирующей эффективности и глубины обезвоживания.
В результате комбинирования различных способов рекомендован следующий вариант обработки устойчивых промежуточных слоев сырьевого резервуара Р-2В ЦПСН «Просвет» по автономной технологии:
1. проводится послойный анализ водонефтяной эмульсии сырьевого резервуара на содержание исходной воды, мехпримесей, сульфида железа;
2. трудноразрушаемая водонефтяная эмульсия и обезвоженная нефть отбирается из сырьевого резервуара Р-2В и ставится на циркуляцию через циркуляционный или поршневой (предпочтительнее - для более «мягкого» динамического воздействия) насос;
3. одновременно с циркуляцией при помощи насоса-дозатора в эмульсию подается реагент «СНПХ-4802» из формы поставки с удельным расходом от 1000 до 3000 г/т или в виде водного раствора с концентрацией 1-2% в количестве 20-30% от общего объема смеси;
4. обработанная эмульсия поступает обратно в сырьевой резервуар Р-2В, где проходит через слой подтоварной воды для ускорения процесса коалес-ценции капель воды;
5. после обработки всего объема трудноразру-шаемой водонефтяной эмульсии и частичного объе-
© Б. Р. Фахрутдинов, к.т.н., ведущий научный сотрудник АО «НИИнефтепромхим», [email protected]; Г. Р. Фатта-хова, к.х.н., старший научный сотрудник АО «НИИнефтепромхим», [email protected]; А. Г. Сакаева, соиск. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, научный сотрудник АО «НИИнефтепромхим», [email protected]; О. А. Варнавская, к.х.н., заведующий научно-исследовательским отделом разработки химпродуктов для промысловой подготовки нефти и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии АО «НИИнефтепромхим», [email protected]; Н. Ю. Башкирцева, д-р техн. наук., проф., декан Факультета нефти и нефтехимии, зав. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ; А. А. Газизова, к.х.н., научный сотрудник АО «НИИнефтепромхим», [email protected].
ма малообводненной нефти циркуляцию приостанавливают, и водонефтяная жидкость отстаивается в течение суток и более при температуре +20° С (+40°С);
6. отстоявшаяся в процессе переработки нефтяная фаза анализируется на содержание остаточной воды и мехпримесей и в случае удовлетворительных результатов направляется в систему подготовки нефти;
7. процесс отбора трудноразрушаемой эмульсии может быть повторен в случае образования вторичного промежуточного слоя или получения нефти неудовлетворительного качества.
Литература
1. Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева, Вестник Казанского технологического университета, 17, 10, 212-215 (2014)
2. Г.Н. Позднышев, А.А. Емков, Современные достижения в области подготовки нефти (Реагенты-деэмульгаторы для подготовки нефти). ОАО «ВНИИОЭНГ», Москва, 1979. 52 с.
3. Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдуллин, И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева, Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. ОАО «ВНИИОЭНГ», Москва, 2005. 324 с.
4. Д.Г. Цыганов, О.Ю. Сладовская, Н.Ю. Башкирцева, Вестник технологического университета, 18, 13, 89-90 (2015)
5. А.Н. Маркин, Р.Э. Низамов, С.В. Суховеров, Нефтепромысловая химия: практическое руководство. Даль-наука, Владивосток, 2011. 288 с.
© B. R. Fakhrutdinov, PhD in Technical Sciences, Leading research worker JSC «NlIneftepromchim», [email protected]; G. R. Fattakhova, PhD in Chemical Sciences, Senior research worker JSC «NlIneftepromchim», [email protected]; A. G. Sakaeva, Graduate of the Department of Chemical technology of oil and gas refining KNRTU, Research worker JSC «NlIneftepromchim», [email protected]; O. A. Varnavskaya, PhD in Chemical Sciences, Head of the department Development of chemicals for field oil treatment and corrosion inhibition of field equipment JSC «NlIneftepromchim», [email protected]; N. Yu. Bashkirceva, Doctor in Technical Sciences, Professor, Dean of the Faculty of petroleum and petrochemicals, Head of the Department of Chemical technology of oil and gas refining KNRTU; A. A. Gazizova, PhD in Chemical Sciences, Research worker JSC «NIIneftepromchim», [email protected].
