CC BY
86
Типичная схема сбора и подготовки нефти на промыслах в Удмуртии выглядит следующим образом (рис.1). Продукция скважины поступает в групповую замерную установку (ГЗУ) и далее на дожимную насосную станцию (ДНС), где нефть подвергается сепарации (I-я ступень) и, если она высоко обводнена, предварительному обезвоживанию. В последующем продукция скважин откачивается на системы II и III ступени сепарации, т.е. на узел блочной сепарации (УБС) и на концевую сепарационную установку (КСУ).
НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ОБРАБОТКИ НЕФТИ РЕАГЕНТАМИ-ДЕЭМУЛЬГАТОРАМИ
И ИХ ВЛИЯНИЕ НА КАЧЕСТВО СТОЧНОЙ ВОДЫ
В.Х. ШАЙМАРДАНОВ Камский институт гуманитарных и инженерных технологий Е.П. МАСЛЕННИКОВ зам.ген. директора по производству ОАО «Удмуртнефть» г. Ижевск Л.В. ЛОСКУТОВА ведущий технолог отдела управления подготовки нефти
ОАО «Удмуртнефть»
Обводненность нефти, в зависимости от технологии обработки ее на ДНС, составляет 10-87 % масс. Поэтому после сепарации в КСУ она вторично подвергается предварительному обезвоживанию. Процесс осуществляется при температуре 5-300С в резервуаре (8) типа РВС. В результате содержание воды в нефти снижается до 1-20 % т. е. находится в достаточно широких пределах. Это связано с тем, что эффективность предварительного обезвоживания зависит не только от физико-химических свойств нефти, как это часто принято считать, но и от методов и приемов ведения данного процесса и технического совершенства основного и вспомогательного оборудования. Один из способов ведения этого процесса был описан ранее [1].
В дальнейшем предварительно обезвоженная нефть для подготовки до товарной формы транспортируется сырьевыми
насосами в печь нагрева, отстойник глубокого обезвоживания и, после перемешивания ее с пресной водой, в системы обессо-ливания: электродегидратор или отстойник типа ОГ-200, и очистки от сероводорода в оросительном сепараторе и абсорбере. Подготовленная до качества требований ГОСТ 51858-2000 нефть собирается в резервуаре и затем через узел учета (17) транспортируется потребителю.
Для успешного осуществления процессов сбора и подготовки нефти на промыслах необходимы значительные затраты поверхностно-активных веществ, в частности, реагентов-деэмульгаторов, а также тепловой энергии.
Нефть обрабатывалась деэмульгато-рами различных марок (табл.1) отечественного и зарубежного производств. Причем, например, в 1997 г. соотношение объемов деэмульгаторов зарубежного производства и отечественных было равно 3:1, и это
в то время, когда цена деэмульгаторов зарубежного производства превышает цену отечественных до 3-х раз.
C целью снижения затрат на деэмульса-цию нефти были проведены исследования и разработан регламент норм дозирования экономически выгодных деэмульгаторов в системы сбора и подготовки нефти на промыслах. Внедрение регламента позволило резко сократить расход дорогостоящих де-эмульгаторов зарубежного производства и увеличить долю использования отечественных, среди которых наибольшей эффективностью обладают деэмульгаторы марки:
• Реапон-4В фирмы ОАО «Среднетоннаж-ная химия» г.Нижнекамска;
• Реапон-ИФ,-9,76 и Реапон-ИФ-7 фирмы ОАО «Напор» г. Казань;
• LML-4312 фирмы ЗАО «Ондео Налко Энерджи Сервис» г. Казань.
В результате, в 1999 году в ОАО «Удмуртнефть» на долю отечественных ►
Рис. 1. 1 - скважина; 2 - групповая замерная установка; 3 - дожимная насосная станция; 4 - узел блочной (автоматической ) сепарации; 5 - концевая сепарационная установка; 6,7 - факельные свечи; 8 - узел предварительного обезвоживания нефти; 9 - сырьевой насос; 10 - печь нагрева водонефтяной эмульсии; 11 - система глубокого обезвоживания; 12 - система обессоливания; 13 - сепаратор обессоленной нефти; 14 - абсорбер сероводорода; 15 - парк товарной нефти; 16 - насос откачки товарной нефти; 17 - узел учета товарной нефти; 18 - установка подготовки сточной воды; 19 - насос подачи сточной воды в пласт; 20 - установка подготовки ловушечной нефти; 21 - насос откачки подготовленной ловушечной нефти до товарного качества; R - дозатор реагента-деэмульгатора; ПВ - пресная вода; А - абсорбент.
Марки деэмульгатора Цена на 01.01.2000 г. тыс. руб. Расход деэмульгатора, т Затраты на приобретение деэмульгатора, тыс. руб
1997 г. 1999 г. 1997 г. 1999 г.
1 2 3 4 5 6
EW-5 62,519 248,6 46,8 15543 2926
Диссолван 4490 74,650 139,9 17,4 10442 1296
КЖ-1107 78,382 196,8 11,6 15426 911
^-1302 74,650 - 4,9 - 369
F-940 63,763 13,1 - 836 -
F-942 67,496 - 26,6 1796 -
Сепарол УЮ-308 78,382 - 35,5 - 2780
Сепарол ES-3399 78,382 32,7 - 2661 -
LML 4312 42,000 32,5 6,8 1365 284
Реапон 4 В 24,996 230,9 561,7 5772 14039
Дин 4 24,996 - 59,5 - 1487
Дин 6 24,996 - 4,5 - 113
Итого: 894,5 775,3 51945 26001
Табл. 1 Расход и цены реагентов-деэмульгаторов в ОАО «Удмуртнефть»
деэмульгаторов уже падает 80,7 % от всего потребления. В дальнейшем потребление зарубежных деэмульгаторов уменьшалось, и к 2006 году доля потребления отечественных деэмульгаторов увеличилась до 95,4 %. При этом удельные расходы на приобретение деэмульгаторов сократились на 48 %.
Снижение расходов, связанных с потреблением деэмульгаторов, стало возможным не только ввиду замены зарубежных деэмульгаторов на отечественные, но и в результате внедрения ряда мероприятий по плану новой техники, изобретений и патентов [2-5].
Эффективность использования одного из применявшихся способов обработки нефти реагентом-деэмульгатором наглядно иллюстрируется на рис. 2. Представленная на ней зависимость является фрагментом результатов исследований процесса обезвоживания нефти Киенгоп-ского месторождения, в котором содержание воды составляло 43 % масс.
Эта зависимость описывает процесс обезвоживания нефти при 200С и дозировке деэмульгаторов марок КХ-1107 и диссолвана 4490 по 100 г/т и 75 г/т.
Анализ результатов исследований показывает, что эффективность ступенчатой обработки нефти деэмульгатором выше эффективности обработки ее обычным способом. При этом, если в первоначальной смеси установить соотношение деэмульга-тора к водонефтяной эмульсии в пределах от 1:20 до 1:80, то расход деэмульгатора может уменьшится на 25 % и более.
Основным аппаратом приготовления исходной смеси деэмульгатора с нефтью является кавитационно-ультразвуковой ди-пергатор, общий вид которого показан на рис. 3.
Принцип работы смесителя заключается в следующем. Деэмульгатор и ВНЭ, взятые в соотношении 1:(20-80) поступают в смеситель, где под действием псевдоожижения насадки смесителя конфузора интенсивно перемешиваются. Затем смесь поступает в конфузор и далее в горловину и диффузор. При выходе из горловины с высокой скоростью смесь перемешивается вторично. После этого она попадает в смеситель диффузора, где под действием псевдоожижения ее насадки подвергается перемешиванию в третий раз.
При движении жидкости в смесителях конфузора и диффузора вызываются их
упругие колебания. Энергия колебательных движений конфузора и диффузора передаются элементам их подвижных насадок, которые начинают вибрировать в горизонтальной плоскости и дополнительно перемешивают ВНЭ с деэмульгатором. В итоге обрабатываемая смесь не только перемешивается за счет гидромеханических эффектов, но и получает дополнительный импульс колебаний, передающихся элементам подвижных насадок, максимально диспергируя деэмульгатор в объеме водонефтяной эмульсии.
Разработанный смеситель имеет небольшие размеры: диаметр труб 50 мм, общая длина смесителя 1200 мм. ►
Рис. 2 Зависимость эффективности обезвоживания нефти от концентрации деэмульгатора в исходной смеси
Рис. 3 Кавитационно-ультразвуковой
диспергатор 1 - корпус; 2 - фланцы; 3 -диафрагма; 4 - смеситель диффузора; 5 - смеситель конффузора; 6 - подвижная насадка смесителя диффузора; 7 - подвижная насадка смесителя конфузора; 8 - конфузор; 9 - горловина; 10 - диффузор
Схема его подключения показана на рис. 4, согласно которому деэмульгатор и нефть или ВНЭ подаются в смеситель в соотношении 1:(20-80) через расходомеры, а подготовленная смесь поступает в трубопровод основного потока для де-эмульса-ции водонефтяной эмульсии.
В абсолютном большинстве случаев обработка нефти деэмульгатором осуществляется, как показано на рис. 1, на ДНС, перед КСУ и перед отстойником глубокого обезвоживания. Кроме того, часть деэмуль-гатора используется для внутрискважинной обработки нефти. В этом случае де-эмуль-гатор заливается в затрубное пространство скважины и, как принято считать, играет роль депрессатора и одновременно ингибитора парофиноотложений. Залитый в скважину объем деэмульгатора при помощи насоса скважины перемешивается с продукцией скважины и затем полученный объем смеси после ГЗУ сливается с продукцией других скважин, среди которых одна часть прошла внутрискважинную обработку деэмульгатором, а другая часть не подвергалась подобной обработке. Следовательно, внутрискважинную обработку нефти деэмульгатором следует относить к одному из методов ступенчатой обработки, в частности, к обработке нефти по способу, описанному в патенте РФ № 2133765.
Кроме того, анализ механизма внутри-скважинной обработки нефти и дальнейший путь смеси до ГЗУ, ДНС и, в конечном итоге, до установки подготовки нефти, показывает, что внутрискважинная обработка нефти де-эмульгатором - это первая ступень ►
Марка реагента-деэмульгатора (R) Расход R, г/т Температура отстоя,0С Содержание в выделившейся воде, мг/дм3 нефтепродуктов КВЧ
0 20 - -
4490 100 20 39,25 81,42
150 20 45,39 142,06
200 20 54,42 201,49
EW-5 100 20 55,16 173,45
150 20 135,37 193,20
200 20 233,14 253,68
СНПХ 100 20 571,03 821,43
4410 150 20 618,94 993,55
200 20 1897,56 2593,45
Реапон 4В 100 20 68,43 1436,70
150 20 532,96 1817,48
200 20 8232,28 2227,50
4490 0 10 - -
100 10 77,61 36,00
200 10 145,45 45,90
EW-5 100 10 98,00 42,00
200 10 98,60 44,50
СНПХ 100 10 38,00 17,00
4410 200 10 145,00 29,70
Реапон 4В 100 10 87,00 21,30
200 10 157,00 27,00
Табл. 2 Влияние деэмульгаторов на качество выделившейся воды из водонефтяной эмульсии (Южно-Киенгопское месторождение, турнейский ярус, скважина № 54а)
№ Объект Вязкость Плотность Минерали- Содержание, мг/дм3 Количество КВЧ, % масс.
№ п/п ВНЭ при 20 0С, Па^с ВНЭ, кг/м3 зация ВНЭ, г/дм3 Нефте-прод. КВЧ Размер частиц КВЧ, мкм
1 ДНС-1 1390 1091 124 230 223 217 3,0 4,57
2 ДНС-2 1320 1078 101 114 224 4,35 7,1 10,6
3 ДНС-3 1530 1084 107 207 258 3,18 5,95 8,85
4 ДНС-5 1420 1091 124 97 21 1,90 3,60 4,90
5 ДНС-7 1270 1075 98 30 16 193,3 421,5 515,1
6 ДНС «Лиственка» 1590 1122 160 100 100 18,9 171,8 253,8
7 КСУ 1390 1099 124 40 92 5,98 21,18 25,73
8 Резервуар предварительного обезв. нефти (РВС-5000 № 11) 1340 1091 123 72 103 2,40 5,53 8,25
9 Отстойник глубокого обезвоживания нефти (0Г-200) 1350 1090 115 40 96 1,70 3,38 4,78
10 Отстойник системы обесоливания (ЭДГ-160) 1210 1058 75 480 123 1,70 2,45 3,10
11 Резервуар товарной нефти (РВС-5000) 1210 1058 89 96 223 2,20 3,76 4,80
12 Резервуар подготовки ловушечной нефти (РВС-2000 № 7) 1270 1091 124 2704 270 2,30 5,04 6,85
13 Фильтр воды (марки ОПФ) 1290 1087 113 77 98 2,60 4,65 5,88
14 Насос откачки сточной воды в нагнетательные скважины 1320 1092 124 720 102 2,34 4,97 6,81
15 Устье скважины №1350 (Труба покрыта полиэтиленом) 1340 1089 119 470 83 1,44 2,60 3,52
16 Устье скважины № 1627 (Труба стальная без антикоррози-онной защиты) 1340 1089 119 821 96 1,16 1,83 2,42
Табл. 3 Некоторые физические свойства и фракционный состав КВЧ сточных вод систем сбора и подготовки нефти УДНГ-1 НГДП «Ун-Юг»
\ f ---1
2 \
БР 7
rj 3
б / 1 ^ q\) 4 5 /
Нефть длй смешения с реагентом Т / L Основной поток нефти
J
Рис. 4 Схема ступенчатого дозирования реагента
1 - кавитационно-ультразвуковой диспергатор; 2 - насос-дозатор реагента; 3 - счетчик нефти; 4, 5 - вентили; 6, 7 - манометры
деэмульсации нефти в системе сбора продукции скважин. Поэтому израсходованный деэмульгатор на внутри-скважинную обработку рекомендуется списывать как деэмульгатор, используемый в системе сбора нефти.
Исследования по оптимизации обработки нефти деэмульгаторами выявили зависимость качества сточной воды (СВ) от величины удельного расхода его.
Оказалось, что с повышением удельного расхода деэмульгатора содержание нефтепродуктов и КВЧ в очищенной методом отстаивания СВ возрастает. Критической нормой расхода деэмульгаторов оказался удель-ный расход 150 г/т нефти. Этот вывод получен на основе многочисленных лабораторных экспериментов с деэмульгаторами марок диссолван 4490, демульфер ЕW-5, реапон-4В, СНПХ-4410 и др.
Для исследований использовались необработанные де-эмульгаторами нефтяные эмульсии, поступающие на Киенгоп-скую и Мишкинскую УПН. ►
Рис. 5 Фракционный состав КВЧ сточной воды в пробах с резервуара предварительного обезвоживания нефти (РВС № 11)
Measure Numb 1 Date 14-01-97 Time 16:17 Iteration Resid. 0.0229 % Over l Iteration 56 Beam obscu .00 %
VNGDU Fraunhofer n=fnhf RWS-11 a Fraunhofer n=fnhf a=0.0000
Lower Mid Upper % in % under Lower Mid Upper % in % under I Lower Mid Upper % in % under
0,61 4,60 4,63 5,10 5,67 6,40 78,20 43,29 47,68 53,05 0,00 99,70
0,61 0,67 0,74 4,80 9,40 5,67 6,25 6,95 5,80 84,00 53,05 58,42 65,00 0,00 99,70
0,74 0,82 0,91 5,10 14,50 6,95 7,66 8,52 5,10 89,10 65,00 71,59 79,65 0,10 99,70
0,91 1,00 1,12 5,70 20,20 8,52 9,38 10,44 4,10 93,30 79,65 87,72 97,60 0,10 99,80
1,12 1,23 1,37 6,50 26,70 10,44 11,49 12,79 3,00 96,30 97,60 107,49 119,60 0,00 99,90
1,37 1,51 1,68 7,40 34,10 12,79 14,08 15,67 1,90 98,10 119,60 131,71 146,55 0,00 99,90
1,68 1,85 2,05 7,90 42,00 15,67 17,26 19,20 1,00 99,10 146,55 161,39 179,57 0,00 99,90
2,05 2,26 2,52 7,90 49,90 19,20 21,15 23,53 0,40 99,50 179,57 197,76 220,04 0,00 99,90
2,52 2,77 3,08 7,70 57,60 23,53 25,91 28,83 0,10 99,60 220,04 242,32 269,63 0,00 100,00
3,08 3,40 3,78 7,30 64,90 28,83 31,75 35,33 0,00 99,60 269,63 296,93 327,12 0,00 100,00
3,78 4,16 4,63 6,90 71,80 35,33 38,91 43,29 0,00 99,70 1 Volume Distribution
Таблица к рис. 5 Фракционный состав КВЧ сточной воды в пробах с резервуара предварительного обезвоживания нефти (РВС № 11)
Некоторые результаты лабораторных исследований влияния де-эмульгаторов на качество выделившейся воды из нефти показан в табл. 2.
Анализ этой таблицы показывает, что с увеличением расхода любых из апробированных марок деэмульгаторов свыше 150 г/т резко повышает содержание нефтепродуктов и КВЧ в СВ.
Но и в этом случае содержание нефтепродуктов и КВЧ в СВ часто превышает 50 мг/дм3, являющейся нерегламентируе-мой нормой. Очистка СВ от нефтепродуктов - задача сложная, но осуществимая даже методом гравитационного отстаивания; очистка СВ от КВЧ - задача более сложная. Трудность осуществления процесса очистки СВ от КВЧ объясняется двумя причинами.
Во-первых, частицы КВЧ, покрытые пленкой нефти, имеют плотность, равную плотности СВ. Поэтому процесс очистки методами отстаивания, где движущей силой процесса является разность плотностей частиц КВЧ и СВ, неосуществим. Во-вторых, основная масса КВЧ, как показали анализы, выполненные на лазерном дифракционном анализаторе «Апа1^ейе» фирмы «Ргй^», имеют размеры не более 10 мкм.
Частицы таких размеров не улавливаются даже лабораторными фильтрами, не говоря уже о промышленных.
Некоторые физические свойства и выборочный фракционный состав КВЧ пластовой и сточной вод систем сбора и подготовки нефти УДНГ-1, полученные в лаборатории подготовки нефти, показаны в табл. 3.
Полный фракционный состав КВЧ в СВ, взятой с резервуаров предварительного обезвоживания нефти Мишкинской УПН-2 и с выкида насоса, откачивающего очищенную СВ методами отстаивания и фильтрации в фильтре марки ОПФ, начиненном
Measure Numb 4 Date 27-01-97 Time 15:50 Iteration Resid. 0.0282 % Over l Iteration 55 Beam obscu 5.00 %
VNGDU Fraunhofer □ Nasos
Lower Mid Upper % in % under Lower Mid Upper % in % under Lower Mid Upper % in % under
0,26 0,30 2,58 2,88 3,25 9,40 58,40 32,82 36,60 41,36 0,00 99,70
0,26 0,28 0,32 0,50 0,80 3,25 3,62 4,10 9,40 67,80 41,36 46,12 52,11 0,10 99,70
0,32 0,36 0,41 1,00 1,80 4,10 4,57 5,16 9,30 77,10 52,11 58,11 65,67 0,00 99,80
0,41 0,45 0,51 1,90 3,60 5,16 5,76 6,50 8,50 85,60 65,67 73,23 82,76 0,00 99,80
0,51 0,57 0,64 3,20 6,80 6,50 7,25 8,20 6,70 92,20 82,76 92,28 104,29 0,00 99,80
0,64 0,72 0,81 4,50 11,30 8,20 9,14 10,33 4,20 96,50 104,29 116,29 131,42 0,00 99,80
0,81 0,91 1,02 5,70 17,10 10,33 11,52 13,01 2,10 98,60 131,42 146,54 165,60 0,00 99,90
1,02 1,14 1,29 6,80 23,80 13,01 14,51 16,40 0,80 99,30 165,60 184,67 208,69 0,00 99,90
1,29 1,44 1,62 7,70 31,50 16, 40 18,29 20,67 0,20 99,60 208,69 232,71 262,98 0,00 100,00
1,62 1,81 2,05 8,50 40,00 20, 67 23,05 26,04 0,10 99,60 262,98 293,25 327,12 0,00 100,00
2,05 2,28 2,58 9,10 49,00 26,04 29,04 32,82 0,00 99,60 1 Volume Distribution
Рис. 6 Фракционный состав КВЧ сточной воды в пробах с водяного насоса
Оказалось, что с повышением удельного расхода деэмульгатора, содержание нефтепродуктов и КВЧ в очищенной методом отстаивания СВ возрастает. Критической нормой расхода деэмульгаторов является удельный расход 150 г/т нефти
поролоном, представлен на рис. 5 и 6. Анализ этих рисунков показывает, что размеры частиц КВЧ в СВ до очи-стки и после практически имеют одну и ту же величину. Максимальные размеры частиц КВЧ в СВ, взятых из резервуара предварительного обез-во-живания (РВС № 11) и с выкида водяного
насоса соответственно составляют 29 мкм и 26 мкм. Сточную воду такого качества уже можно закачивать в высокопроницаемые пласты поглощающих горизонтов, однако, в большинстве случаев на месторождениях Удмуртии требуется подвергать ее дополнительной очистке. ■
Таблица к рис. 6 Фракционный состав КВЧ сточной воды в пробах с водяного насоса
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Шаймарданов В.Х., Шмелев В.А., Некоторые особенности проирсса пред-го обезвоживания неф-ти//Нефтя-ное хозяйство.- 1998.- № 3.- с. 66-68.
2. Патент РФ № 2133765. Способ обезвоживания и обессоливания водонефтяной эмульсии /
Шаймарданов В.Х. и др.- Б.И.- 1999. - № 21.
3. Патент РФ № 1762990. Аппарат для очистки газа Ш.В. / Шаймарданов В.Х. и др. - Б.И.-1992. - № 35.
4. А.с. № 1369782 Кавитационно-ультразвуковой диспергатор / Шаймарданов В.Х. и др. -СССР,
М.Кл.4 В 01 Р 11/02 № 404930/23-26/051046.-Б.И. - 1988.- № 4. 5. А.с. № 1389804 Устройство для отбора обезвоженной нефти / Шаймарданов В.Х. и др. - СССР, М.Кл.4 В 01 D 17/032 № 4169020/2326/162422.- Б.И. - 1988.- № 5.
