CC BY
58
УДК 622.276.8
А. Г. Сакаева, Б. Р. Фахрутдинов, Л. К. Хватова, О. А. Варнавская, Н. Ю. Башкирцев;!
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ХИМИЧЕСКОГО РЕАГЕНТА СНПХ-4802 ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ВЫСОКОУСТОЙЧИВЫХ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ СЛОЕВ В НГДУ «ДЖАЛИЛЬНЕФТЬ»
Ключевые слова: промежуточный слой, подготовка нефти, реагент.
Рассмотрен технологический подход к переработке устойчивых промежуточных слоев в НГДУ «Джалильнефть» с применением химического реагента специального назначения СНПХ-4802. Процесс основан на периодической откачке эмульсионной нефти, предварительно обработанной СНПХ-4802, в систему подготовки нефти. Такой подход минимизирует поступление высокоустойчивой эмульсии промежуточных слоев на установку подготовки нефти и обеспечивает стабильный технологический режим в процессах обезвоживания и обессоливания нефти.
Keywords: intermediate phase, oil treatment, reagent.
Technological approach to high resistant intermediate phases processing in the oil and gas production department «Jalilneft» with special chemical reagent SNPX-4802 was described. The process is based on step-by-step removing of pre-treated with SNPX-4802 emulgated oil in processing system. This treatment option helps to minimize the negative influence of high resistant emulsion admission at operating practices and provides a stable process of dehydration and desalting of crude oil.
Промежуточный слой в отстойной аппаратуре выполняет важные технологические функции, которые сводятся прежде всего к интенсификации процесса коалесценции капель дисперсной фазы вследствие их высокой концентрации, а также к удалению из сырой нефти мелких капель воды в результате их отфильтровывания [1, 2]. Установлено, что одной из причин срыва технологического режима работы установок подготовки нефти и ухудшения качества нефти является повышение агрегативной устойчивости эмульсии промежуточного слоя, связанное с накоплением на границе раздела фаз стойкой эмульсионной системы [1]. В этом случае промежуточный слой престает исполнять роль своеобразного жидкостного фильтра. Свежая эмульсия, поступающая в отстойные аппараты, не в состоянии полностью «пройти» через промежуточный слой, что приводит к дальнейшему увеличению толщины промежуточного слоя [3] и вызывает необходимость осуществления «подрезок» эмульсионной нефти из аппаратов.
Подобные эмульсионные системы, как правило, требуют подготовки по автономной схеме [4, 5], поскольку их поступление в поток основного нефтяного сырья оказывает значительное негативное влияние на процессы обезвоживания и обессолива-ния эмульсий. Однако, как показывает практика, в большинстве случаев во избежание дополнительных материальных затрат на установках подготовки нефти промежуточный слой скачивается периодически в «голову» технологического процесса.
В данной статье рассмотрен опыт переработки устойчивых промежуточных слоев без привлечения автономных технологий в дочернем обществе ПАО «Татнефть» - НГДУ «Джалильнефть».
1. Сулеевская термохимическая установка (СТХУ).
В резервуарах подготовки подтоварной воды (РВС-3, 4) происходит накопление уловленной нефти, которую периодически откачивают в систему
подготовки нефти. Стабилизированная механическими примесями, ассоциированными с асфальто-смолистыми и парафиновыми компонентами, лову-шечная нефть загрязняет промысловую эмульсию, что в свою очередь приводит к ухудшению процесса деэмульсации в обезвоживающих и обессоливающих аппаратах, снижает надежность работы системы регулирования границы раздела фаз.
С целью минимизации негативного влияния осложненных эмульсий на технологический процесс подготовки нефти в «подрезанную» с РВС-3, 4 эмульсию подается химический реагент специального назначения СНПХ-4802 с удельным расходом 1000 г/т.
Данный реагент, разработанный в АО «НИИнеф-тепромхим», обладает смачивающе-
пептизирующими свойствами и проявляет высокую эффективность при разрушении устойчивых промежуточных слоёв, стабилизированных мехпримесями (главным образом, сульфидом железа) и гидрофобными поверхностно-активными веществами (ПАВ).
Обработанная реагентом СНПХ-4802 эмульсия проходит через теплообменник, где происходит ее нагрев с +9 °С (в зимний период) и +20 °С (в летний период) до +50 °С. Далее эмульсия направляется в обезвоживающие аппараты ГО-1, 2, на ступень обессоливания - в ЭГ-1, 2, затем в товарный парк и на СИКН-219 (система измерения количества и показателей качества нефти). Часть промежуточного слоя, не подающаяся разрушению, через дренажную линию выводится из отстойных аппаратов и возвращается на «начало» технологического процесса -сырьевой РВС-9.
Об эффективности реагента СНПХ-4802 при разрушении ловушечных нефтей судят по отсутствию ухудшения показателей качества нефти (содержания воды и хлористых солей) в блоках обезвоживания и обессоливания СТХУ.
2. Дусюмовская установка подготовки высокосернистой нефти.
На Дусюмовской установке подготовки высокосернистой нефти в сырьевом РВС периодически происходит накопление мелкодисперсной водонеф-тяной эмульсии, отличающейся высокой агрегатив-ной устойчивостью.
Осложненную эмульсию с сырьевого РВС, и РВС, предназначенных для подготовки подтоварной воды, на линии улавливания гидрофобного слоя, обрабатывают реагентом СНПХ-4802 с удельным расходом 1000 г/т. Обработанная эмульсия смешивается с нефтяным сырьем, проходит через ПТБ (печь трубчатая блочная), нагревается от температуры окружающей среды до +60 °С и поступает в отстойники ГО-1, 2, 3, 4 для обезвоживания. Далее нефть направляется на ступень обессоливания в ЭГ-1, 2, 5, 6 и блок горячей сепарации, затем насосами откачивается на СТХУ.
При поступлении эмульсионной нефти, обработанной реагентом СНПХ-4802, в блок обезвоживания и обессоливания, процесс подготовки нефти на всех этапах протекает в бесперебойном режиме, нефть подготавливается с требуемыми показателями качества: содержание хлористых солей после элек-тродегидраторов ЭГ-1, 2, 5, 6 составляет до 500 мг/дм3, в товарной нефти - 50-60 мг/дм3, массовой доли воды в товарной нефти - 0,11-0,12 %.
Без применения реагента СНПХ-4802 отмечается значительное увеличение содержания хлористых солей в нефти после электродегидраторов ЭГ-1, 2, 5, 6: до 700-1000 мг/дм3, в товарной нефти - более
100 мг/дм3, массовой доли остаточной воды в товарной нефти - более 0,5 %.
Таким образом, опыт переработки высокоустойчивых промежуточных слоев на установках подготовки нефти в НГДУ «Джалильнефть» показал, что в период откачки трудноразрушаемой эмульсионной нефти с сырьевых и водяных резервуаров, отстойных аппаратов использование химреагента СНПХ-4802 обеспечивает бесперебойную и стабильную работу в процессах подготовки и сдачи нефти.
Литература
1. 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.
2. Р.И. Мансуров, И.Н. Еремин, Г.Н. Позднышев, В сб. РНТС Нефтепромысловое дело. Вып. 3. ВНИИОЭНГ, Москва, 1979. С. 26-29.
3. Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева, Вестник Казанского технологического университета, 17, 10, 212-215 (2014)
4. И.И. Шавалеев, Р.З. Сахабутдинов, В.П. Тронов, Р.М. Гарифуллин, Ф.Р. Губайдуллин, Н.В. Антонова. В сб. Тр. науч.-техн. конф. Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Альметьевск, 2001. С. 182-189.
5. Б.Р. Фахрутдинов, А.Г. Сакаева, О.А. Варнавская, Н.Ю. Башкирцева, А.А. Газизова Вестник технологического университета, 18, 22, 79-82 (2015)
© А. Г. Сакаева, соиск. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, научный сотрудник АО «НИИнефте-промхим», [email protected]; Б. Р. Фахрутдинов, к.т.н., ведущий научный сотрудник АО «НИИнефтепромхим», [email protected]; Л. К. Хватова, к.х.н., ведущий 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., зав. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ.
© A. G. Sakaeva, Graduate of the Department of Chemical technology of oil and gas refining KNRTU, Research worker JSC «NlIneftepromchim», [email protected]; B. R. Fakhrutdinov, PhD in Technical Sciences, Leading research worker JSC «NlIneftepromchim», [email protected]; L. K. Khvatova, PhD in Chemical Sciences, Leading 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, Head of the Department of Chemical technology of oil and gas refining KNRTU.
