CC BY
52
УДК 622.276.8
Б. Р. Фахрутдинов, А. Г. Сакаева, О. А. Варнавская, Н. Ю. Башкирцева
РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ
РЕАГЕНТА «СНПХ-4802 (Л)» И 5 %-НОГО МОЮЩЕГО РАСТВОРА ПО РАЗРУШЕНИЮ ВЫСОКОУСТОЙЧИВОГО ПРОМЕЖУТОЧНОГО СЛОЯ
В РВС-5 КНПС «ПУРПЕ»
Ключевые слова: промежуточный слой, реагент, опытно-промышленные испытания.
Представлены результаты опытно-промышленных испытаний по разрушению высокоустойчивого промежуточного слоя, накопившегося в резервуаре хранения нефти РВС-5 КНПС «Пурпе» по автономной одностадийной технологии с применением реагента «СНПХ-4802 (Л)» и 5 % -ного водного моющего раствора. Своевременная обработка высокоустойчивых промслоев по апробированной технологии позволит получить дополнительное количество кондиционной нефти, сократить технологические потери и стабилизировать работу КНПС.
Keywords: intermediate phase, reagent, pilot test.
The results of pilot test of one-step technology using reagent «SNPX-4802 (L)» and 5 % cleaning solution for high resistant intermediate phase destruction in vertical storage tank of the terminal oil pump station «Purpe» were proposed. Timely processing of high resistant intermediate phases on proven technology will provide additional quantity of certified oil, process losses reducing and stability oiltreatment.
Как показывает промысловая практика, на объектах подготовки нефти накапливаются огромные количества (до 3-5 % от общего объема подготавливаемой продукции) стойких нефтяных эмульсий, являющихся отходами процессов обезвоживания и обессоливания нефти [1-2].
Высокая стабильность таких эмульсий делает практически невозможным их разрушение в основном технологическом потоке. Смешение «ловушечной» нефти, промежуточных
эмульсионных слоев с исходным сырьем даже в небольших количествах может привести к срыву технологического режима на установках подготовки нефти [3].
Наиболее целесообразным является выведение трудноразрушаемых эмульсий из отстойных зон системы подготовки нефти в специальные емкости -отстойники и обработка по индивидуальным схемам вне основного технологического потока. При работе по такой технологии из процесса подготовки нефти выводятся побочные продукты - устойчивые промслои, из которых выделяют концентрат мехпримесей и воду, а нефть возвращают обратно в цикл подготовки или на компаундирование с товарной нефтью [4].
В данной работе приведены результаты опытно-промышленных испытаний автономной технологии с применением реагента «СНПХ-4802 (Л)» и 5 %-ного водного моющего раствора по разрушению и обезвоживанию высокоустойчивого
промежуточного слоя, накопившегося в резервуаре хранения нефти РВС-20000 № 5 (РВС-5) КНПС (концевая нефтеперекачивающая станция) «Пурпе» АО «Ванкорнефть». Указанные реагенты и последовательность технологических операций для одностадийного разрушения промежуточного слоя рекомендованы в результате предварительных лабораторных испытаний.
Для проведения опытно -промышленных испытаний в пять емкостей (Е-1, 2, 3, 4, 5 объемом 1 м3 каждая) с уровня 100 см РВС-5 через сифонный кран были отобраны пробы промежуточного слоя, предварительно перемешанного в течение 14 часов с помощью устройства размыва донных отложений «Тайфун». Емкости доставлены в обогреваемое помещение. Содержание воды в исходном промежуточном слое, определенное по ГОСТ 247765 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», составило 49,9 %, содержание механических примесей, определенное по ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей», составило 2,30 %.
После нагревания промежуточного слоя в течение 12 часов с помощью тепловой пушки до температуры + 24 С в емкость Е-2 добавлен реагент «СНПХ-4802 (Л)» в соотношении «промслой : реагент» 3:1, в Е-3 - в соотношении 5:1, в Е-4 - в соотношении 7:1. В емкость Е-5 добавлен 5 %-ный моющий раствор в соотношении «промслой : моющий раствор» 2:1. Емкость Е-1 оставлена без добавления реагентов в качестве контрольной емкости сравнения. После обработки реагентом и моющим раствором температура
промежуточного слоя в емкостях в среднем составила + 30 С.
Для более мягкого динамического воздействия, способствующего укрупнению капель воды и ускорению коалесценции, промежуточный слой в емкостях был перемешан с реагентом и раствором с помощью винтового устройства и оставлен на статический отстой в течение 20 часов при температуре +30 С.
По истечении времени отстаивания на дне контрольной емкости Е-1 присутствовало незначительное количество воды (2 % об.), в
остальных емкостях наблюдалось разделение промежуточного слоя на три фазы: нефть, вторичный промслой и воду. С каждой емкости произведен слив и замер объема отделившихся фаз, а также отобраны пробы на анализ концентрации нефтепродуктов в воде (по ОСТ 39-133-81 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промысловой сточной воде»), содержания воды, механических примесей и хлористых солей (по ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей»).
Анализ результатов испытаний показал, что в емкостях с промежуточным слоем, обработанным реагентом «СНПХ-4802 (Л)» в различных соотношениях, наибольшее количество нефти (41 % об.) получено в Е-2 при соотношении «промслой : реагент» 3:1. При снижении доли реагента в объемном соотношении с промежуточным слоем до 5:1 и 7:1 количество нефти составило соответственно 25 % об. в Е-3 и 16 % об. в Е-4, количество вторичного промслоя при этом возросло с 15 % об. в Е-1 до 32 % об. в Е-3 и 45 % об. в Е-4. Объемная доля отделившейся воды во всех емкостях соизмерима и составила 39-44 % об.
В пробах нефти, полученной после обработки промежуточного слоя как реагентом «СНПХ-4802 (Л)», так и 5 %-ным водным моющим раствором, массовая доля воды, концентрация хлористых солей, массовая доля механических примесей соответствовали требованиям ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» к нефти первой группы качества и не превысили установленных значений: 0,5 %, 100 мг/дм , 0,05 %. Однако в случае разрушения промежуточного слоя с помощью 5%-ного водного моющего раствора количество нефтяной фазы в емкости Е-5 составило всего 4 % об., в то время как количество вторичного промслоя достигло 36 % об. Качество отделившейся воды неудовлетворительное (содержание нефтепродуктов 1345 мг/дм3).
На следующем этапе испытаний предпринята попытка снизить расход подаваемого реагента «СНПХ-4802 (Л)» до соотношений «промслой : реагент» 9:1 и 11:1.
С этой целью промежуточный слой из контрольной емкости Е-1 распределен по емкостям Е-6 и Е-7 в равных пропорциях. Последовательность технологических операций по обработке промежуточного слоя в Е-6 и Е-7 испытуемым реагентом аналогична вышеописанным
мероприятиям. После термохимической обработки, динамического воздействия и отстаивания из емкостей отобраны пробы воды, вторичного промежуточного слоя и нефти на анализ содержания нефтепродуктов, механических примесей, хлористых солей и остаточной воды.
Установлено, что количество отделившейся воды в Е-6 и Е-7 составило 18-23 % об., что в 2 раза меньше, чем в емкостях Е-2, Е-3, Е-4 - 39 - 44 % об. Качество отделившейся воды также хуже. Количество отделившейся нефти в Е-6 и Е-7 составило 22 -23 % об. и сравнимо с количеством
нефти в Е-3, Е-4 - 16 - 25 % об. Однако значительно возросла объемная доля вторичного промслоя в Е-6 (54 % об.) и Е-7 (60 % об.) по сравнению с Е-2, Е-3, Е-4 (15 - 45 % об.). Массовая доля воды в нефти и концентрация нефтепродуктов в воде (Е-6, Е-7) превысили допустимые нормы и составили 0,6 % и 4610 мг/дм3, соответственно.
Таким образом, по результатам проведенных опытно-промышленных испытаний реагента «СНПХ-4802 (Л)» и 5 % -ного водного моющего раствора сделаны следующие выводы:
1. Реагент «СНПХ-4802 (Л)» оказал эффективное разрушающее и обезвоживающее действие на высокоустойчивый промежуточный слой РВС-5 КНПС «Пурпе».
2. Оптимальное количество подаваемого реагента «СНПХ-4802 (Л)» для эффективного разрушения промежуточного слоя составило «промслой : реагент» 5:1. При этом соотношении количество выделившейся нефти составило 25 % об., вторичного промежуточного слоя - 32 % об., воды - 43 % об. Содержание воды, хлористых солей и механических примесей в нефти составило 0,24 %, 8,0 мг/дм3 и 0,03 %, соответственно. Содержание нефтепродуктов в воде - 102 мг/дм3.
3. Рекомендован следующий порядок проведения технологических операций для эффективного разрушения и обезвоживания промежуточного слоя РВС-5:
- перемешивание промежуточного слоя в РВС-5 с помощью устройства «Тайфун» в течение 14 часов перед началом обработки;
- обработка промежуточного слоя реагентом «СНПХ-4802 (Л)» в соотношении 5:1, соответственно, температура проведения процесса обработки - 30 С;
- отстаивание промежуточного слоя после обработки реагентом «СНПХ-4802 (Л)» в течение 20 часов при температуре +30 С;
- отбор проб отделившейся нефти на анализ содержания остаточной воды, хлористых солей и механических примесей, воды - на анализ содержания нефтепродуктов в воде;
- при удовлетворительных показателях качества нефти и воды - откачка кондиционной нефти на начало процесса подготовки нефти КНПС «Пурпе», воды - в систему поддержания пластового давления, вторичного промежуточного слоя - на утилизацию или повторную обработку реагентом «СНПХ-4802 (Л)».
Литература
1. Р.Р. Заббаров, И.Ш. Хуснутдинов, А.Г. Ханова, Вестник Казанского технологического университета, 9, 222-223 (2011)
2. А.Г. Сафиулина, И.Ш. Хуснутдинов, А.З. Бакирова, Р.Р. Заббаров, С.И. Хуснутдинов, Вестник Казанского технологического университета, 16, 9, 233-234 (2013)
3. Д.Г. Цыганов, О.Ю. Сладовская, Н.Ю. Башкирцева, Вестник технологического университета, 18, 13, 89-90 (2015)
4. 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», [email protected]; А. Г. Сакаева, соиск. каф. Химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, науч. сотр. АО «НИИнефтепромхим», [email protected]; О. А. Варнавская, к.х.н., зав. научно-исследовательским отделом разработки химпродуктов для промысловой подготовки нефти и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии АО «НИИнефтепромхим», [email protected]; Н. Ю. Башкирцев;!, д-р техн. наук., проф., зав. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ.
© B. R. Fakhrutdinov, PhD in Technical Sciences, Leading 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, Head of the Department of Chemical technology of oil and gas refining KNRTU.
