CC BY
134
УДК 622.276.8
Б. Р. Фахрутдинов, А. Г. Сакаева, О.А. Варнавская, Н. Ю. Башкирцев;!, А. А. Газизова
ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ РАЗРУШЕНИЯ
ВЫСОКОУСТОЙЧИВОГО ПРОМЕЖУТОЧНОГО СЛОЯ В РЕЗЕРВУАРАХ КНПС «ПУРПЕ»
Ключевые слова: промежуточный слой, деэмульгатор.
Исследована эффективность комбинирования различных приемов переработки устойчивых промслоев РВС-5 КНПС «Пурпе»: с применением деэмульгаторов, растворителей, а также специальных химических составов, обладающих смачивающе-моющим действием и действием растворителя парафиновых углеводородов. предложен экономичный и эффективный способ переработки устойчивых промежуточных слоев КНПС «Пурпе» с помощью специального химического реагента «СНПХ-4802 (Л)», а также сформированы рекомендации по технологии его применения.
Keywords: intermediate phase, demulsifier.
The effectiveness of combining different methods of processing high resistant intermediate phases in vertical storage tanks of the terminal oil pump station «Purpe», using demulsifiers, solvents and special chemical reagents with wetting-cleaning properties and properties of paraffin hydrocarbon solvent, has been investigated. Economical and efficient method of processing high resistant intermediate phases with special chemical reagent «SNPX-4802 (L)» was proposed, recommendations of reagent technology application were produced.
В результате осуществления основного процесса обезвоживания и обессоливания нефти, подготовки воды, приемо-сдаточных операций, операций по зачистке технологических аппаратов неизбежно появление и накопление так называемых вторичных эмульсий: ловушечных нефтей, эмульсий промежуточных слоев, шламов [1]. В обобщенном виде такие вторичные эмульсии представляют собой накопленную за достаточно длительный период эксплуатации нефтесборных пунктов смесь всех некондиционных нефтей с иными по сравнению с эмульсиями поступающего сырья свойствами, в частности, с аномально высокой агрегативной устойчивостью.
Основными причинами образования устойчивых вторичных эмульсий являются [2-4]:
- смешение нефтей разных нефтеносных горизонтов;
- проведение геолого-технологических мероприятий, серно-кислотных обработок для увеличения нефтеотдачи пластов и связанное с этим применение различных химических реагентов, кислот, щелочей;
- наличие в нефти большого количества природных стабилизаторов (смол, асфальтенов, парафинов) и механических примесей;
- концентрация деэмульгатора (низкая концентрация не обеспечивает разрушения эмульсии, передозировка ведёт к передиспергированию);
- нарушение технологии подготовки нефти на установках подготовки нефти (снижение температуры, времени отстоя).
Способы предотвращения образования и разрушения стойких эмульсий достаточно хорошо изучены. Анализ литературных данных и многолетняя практика позволяют выделить следующие основные методы разрушения высокостойких эмульсий: термический, электрический, механический, химический или их комбинации [2, 5-6].
Особенностью обезвоживания ловушечных эмульсий и стойких промежуточных слоев является
то, что эффективная технология, позволяющая получить кондиционную нефть, должна, как правило, сочетать несколько вышеописанных приемов и производиться в несколько этапов, так как одностадийная подготовка редко достигает цели [7].
Несмотря на множество предложенных решений, на сегодняшний день не потеряла свою актуальность проблема разработки такой технологии, которая позволила бы при поступлении высокоустойчивых эмульсий осуществить процесс обезвоживания и обессоливания без каких-либо отклонений от заданного технологического режима и получить кондиционную нефть с минимальными затратами и потерями [1].
В данной работе предложен экономичный и эффективный способ разрушения высокоустойчивых промежуточных слоев КНПС (концевая нефтеперекачивающая станция) «Пурпе» АО «Ванкорнефть» с помощью специального химического реагента «СНПХ-4802 (Л)», а также сформированы рекомендации по технологии его применения.
Лабораторные исследования деэмульгирующей эффективности реагентов марки «СНПХ» проведены на отличающихся повышенной устойчивостью промежуточных слоях, отобранных с уровней 1,5 м и 2,0 м технологического резервуара РВС-5 КНПС «Пурпе». По данным исследований состава и свойств установлено, что они характеризуются высокой обводненностью (66,0 - 73,0 %) и содержат природные стабилизаторы: смолы (6,0 - 7,0 % масс.), асфальтены (0,3 - 0,4 % масс.), парафины (7,0 - 8,0 % масс.) и механические примеси (до 6,0 % масс.).
На рис.1, 2 представлены микрофотографии, иллюстрирующие структуру высокообводнённых эмульсий исходного промежуточного слоя. Капли воды разрознены и заключены в сплошную тёмную оболочку, что является результатом адсорбции на них механических примесей.
Рис. 1 - Микрофотография структуры исходного промежуточного слоя с уровня 2,0 м РВС-5 КНПС «Пурпе»
Рис. 2 - Микрофотография структуры исходного промежуточного слоя с уровня 1,5 м РВС-5 КНПС «Пурпе»
На первоначальном этапе работ исследовано влияние деэмульгаторов марки «СНПХ» на разрушение промежуточного слоя с уровня 1,5 м РВС-5 с исходным содержанием воды 70,0 % при удельных расходах 200, 400, 600 г/т и температурах отстоя +25 С, +40 С, +80 С. Оценка деэмульгирующей эффективности реагентов осуществлена методом «бутылочной пробы» согласно методике АО «НИИнефте-промхим» «Деэмульгаторы водонефтяных эмульсий. Деэмульгирующая способность» (регистрационный код методики выполнения измерений по Федеральному реестру - ФР.1.31.2006.02793).
Тщательно перемешанная проба промежуточного слоя разливалась в бутылочки по 100 см3 и обрабатывалась расчетным количеством деэмульгатора. После встряхивания 200 раз вручную бутылочки оставляли на статический отстой при заданных температурах в течение 24 часов с фиксацией динамики отделения воды через 1, 2, 3, 4, 5, 6, 12, 24 часа. По окончании времени отстаивания в отделившейся нефтяной фазе определено содержание остаточной воды по ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды». Наибольшую активность проявили деэмульгаторы марок «СНПХ-4315 Д», «СНПХ-4315 ДВ», «СНПХ-4315 Д 4», «СНПХ-4880 Д», представляющие собой неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ) и содержащие значительную долю ПАВ гидрофобной природы. Однако эффективность указанных деэмульгаторов невелика даже при повышенных удельных расходах и температурах: содержание остаточной воды в обработанных пробах составило 60 - 65 %.
Далее исследована эффективность комбинирования различных приемов переработки устойчивых промежуточных слоев, в том числе с применением
специальных химических составов, обладающих смачивающе-моющим действием (для отмыва углеводородов с частиц механических примесей и перевода гидрофобных стабилизаторов на границу раздела фаз) и действием растворителя парафиновых углеводородов.
В лабораторных условиях смоделированы следующие способы разрушения промежуточного слоя с уровня 2,0 м РВС-5: нагрев и отстаивание с периодическим перемешиванием при +40 С в течение 24 часов, обработка моющими химическими реагентами (до 50 % об.), различными растворителями (до 40 % об.), водорастворимым деэмульгатором марки «СНПХ-4410», маслорастворимыми деэмульгатора-ми марок «СНПХ-4315 Д» и «СНПХ-4315 Д 4» с концентрациями 200, 400 г/т.
В качестве моющих реагентов использованы 1, 2, 3, 4, 5 %-ные растворы неонола, синтетическое моющее средство на основе алкилбензолсульфона-тов «Лотос» (5 %-ный водный раствор), специальный химический реагент «СНПХ-4802».
Для растворения и удаления природных стабилизаторов эмульсий (в первую очередь, парафинов) применены растворители, содержащие ароматические, предельные, непредельные углеводороды, низкомолекулярные спиртовые растворители.
Анализ полученных данных показал, что моющие растворы на основе синтетического средства «Лотос» обладали высокой эффективностью по обезвоживанию промежуточного слоя (остаточное содержание воды в пробах составило менее 5,0 %), однако определенное в соответствии с ОСТ 39-13381 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде» содержание нефтеп3родуктов в отделившейся воде превысило 200 мг/дм .
Воздействие спиртовых растворителей положительно сказалось на качестве воды (содержание нефтепродуктов составило менее 100 мг/дм3), достигнутая при этом глубина обезвоживания промежуточного слоя имела неудовлетворительные значения (19,2 - 22,5 %).
При совокупном использовании деэмульгаторов, различных растворителей, моющих растворов на основе алкилбензолсульфонатов, неонола также не удалось достичь одновременно высоких показателей качества нефти и воды.
Обработка промежуточного слоя с уровня 2,0 м РВС-5 химическим реагентом «СНПХ-4802» с удельным расходом 250 г/т и ароматическим растворителем в количестве 10 % об. позволила наиболее эффективно выделить значительное количество эмульгированной воды (остаточное содержание воды составило 0,1 %), не ухудшив при этом качество отделившейся воды (содержание нефтепродуктов в воде составило 88 мг/дм3).
Двухстадийность (обработка реагентом «СНПХ-4802», затем - ароматическим растворителем) и большие расходы моющего реагента «СНПХ-4802» и растворителя являются основными недостатками данной технологии. Поэтому на следующем этапе исследований проведена оптимизация композиционного состава химического реагента «СНПХ-4802»
с целью отработки одностадийного процесса обработки промежуточного слоя и снижения расхода «СНПХ-4802».
о
Температура отстоя составила +25 С, продолжительность эффективного воздействия реагента «СНПХ-4802» на эмульсию - 24 часа.
Результатом данного этапа исследований стала разработка оптимального композиционного состава реагента «СНПХ-4802 (Л)», обладающего смачивающе-моющими, деэмульгирующими свойствами и свойствами растворителя парафиновых углеводородов.
Обработка данным составом позволила эффективно в одну стадию разрушить высокоустойчивый промежуточный слой с уровня 2,0 м РВС-5 КНПС «Пурпе» с исходным содержанием воды 62,0 %. При соотношении «промслой: СНПХ-4802(Л)» 7:1 количество отделившейся воды составило 47 % об., вторичного промслоя 12 % об., товарной нефти 41 % об.. При этом остаточное содержание воды в нефти составило 0,3 %, нефтепродуктов в воде - 46 мг/дм3.
На рис. 3 представлена микрофотография структуры отделившейся нефти после обработки промслоя реагентом «СНПХ-4802(Л)», на которой видно, что в нефти практически отсутствуют глобулы воды.
Рис. 3 - Микрофотография структуры отделившейся нефти после обработки промежуточного слоя с уровня 2,0 м РВС-5 КНПС «Пурпе» реагентом «СНПХ-4802 (Л)» в соотношении 7:1
Таким образом, анализ полученных данных показал, что варьирование различных известных способов разрушения промежуточных слоев позволило разработать новый композиционный состав реагента и технологическую схему для одностадийного разрушения промежуточного слоя в РВС-5 КНПС «Пурпе».
Для наиболее эффективной обработки промежуточного слоя реагентом «СНПХ-4802 (Л)» и предотвращения его перераспределения в товарной нефти
целесообразно выведение промежуточного слоя из РВС-5 в отдельную ёмкость-отстойник.
В заключение приведены основные рекомендуемые стадии и технологические параметры процесса разрушения исследуемого промежуточного слоя:
1. перемешивание промежуточного слоя в РВС-5 с помощью устройства размыва донных отложений «Тайфун»;
2. перекачка перемешанного промежуточного слоя из РВС-5 в специальную ёмкость-отстойник;
3. подача «СНПХ-4802 (Л)» в течение всего процесса перекачки для равномерного распределения реагента по всему объёму промежуточного слоя в соотношении «промслой : СНПХ-4802 (Л)» 7:1 с дальнейшей оптимизацией расхода реагента;
4. нагрев промежуточного слоя до температур +25 °С ... +40 С;
5. отстаивание промежуточного слоя в течение 24 часов при температурах +25 С ... +40 С;
6. анализ нефтяной фазы, вторичного промежуточного слоя на остаточное содержание воды и механических примесей, отделившейся воды - на содержание нефтепродуктов;
7. откачка нефтяной фазы в товарные РВС, воды - на очистные сооружения, вторичного промежуточного слоя - обратно в РВС-5 или на утилизацию.
Литература
1. Р.З. Сахабутдинов, Р.Ф. Хамидуллин, Формирование и разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий в промежуточных слоях. Изд-во Казан. гос. технолог. ун-та, Казань, 2009. 60 с.
2. Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева, Вестник Казанского технологического университета, 17, 10, 212-215 (2014)
3. Р.З. Сахабутдинов, Т.Ф. Космачева, Ф.Р. Губайдуллин, О.С. Татьянина. Нефтяное хозяйство, 1, 74-77 (2007)
4. С.Е. Плохова, Э.Д. Сатарова, А.А. Елпидинский, Вестник Казанского технологического университета, 16, 2, 167-169 (2013)
5. Р.Р. Заббаров, И.Н. Гончарова, Вестник Казанского технологического университета, 15, 11, 199-200 (2012)
6 Ю.А. Ковальчук, Р.Ф. Хамидуллин, Н.Ю. Башкирцева, О.Ю. Сладовская, А.В. Лужецкий, В.П. Нефедов, Вестник Казанского технологического университета, 5, 358365 (2009)
7. 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. 324с.
© Б. Р. Фахрутдинов, к.т.н., ведущий научный сотрудник АО «НИИнефтепромхим», fahrutdinov.b.r@neftpx.ru; А. Г. Сакае-ва, соиск. каф. Химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, науч. сотр. АО «НИИнефтепромхим», sakaeva.a.g@neftpx.ru; О. А. Варнавская, к.х.н., зав. научно-исследовательским отделом разработки химпродуктов для промысловой подготовки нефти и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии АО «НИИнефтепромхим», varnavskaya.o.a@neftpx.ru; Н. Ю. Башкирцева, д-р техн. наук., проф., зав. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ; А. А. Газизова, к.х.н., научный сотрудник АО «НИИнефтепромхим», gazizova.a.a@neftpx.ru.
© B. R. Fakhrutdinov, PhD in Technical Sciences, Leading research worker JSC «NlIneftepromchim», fahrutdinov.b.r@neftpx.ru; A. G. Sakaeva, Graduate of the Department of Chemical technology of oil and gas refining KNRTU, Research worker JSC «NlIneftepromchim», sakaeva.a.g@neftpx.ru; 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», varnavskaya.o.a@neftpx.ru; N. Yu. Bashkirceva, Doctor in Technical Sciences, Professor, Head of the Department of Chemical technology of oil and gas refining KNRTU; A. A. Gazizova, PhD in Chemical Sciences, Research worker JSC «NlIneftepromchim», gazizova.a.a@neftpx.ru.
