CC BY
59
УДК 622.323:658.562(571) А.И. Ларюхин, Н.М. Янкевич
Современные методы исследования товарной нефти Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения
Ключевые слова:
нефть Уренгойского
месторождения,
методы
определения,
физико-химические
исследования.
Keywords:
oil from the Urengoy
field,
methods
of identification,
physical
and chemical
studies.
Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (УНГКМ) открыто в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 1966 г.: скв. 2 дала газ из сеноманских отложений. В 1967 г. при испытании скв. 1 из двух интервалов отложений нижнего мела были получены притоки воды с пленкой нефти.
Диапазон нефтегазоносности нижнемеловых отложений УНГКМ охватывает низы покурской свиты (пласт ПК18) - ачимовскую толщу. Основные по запасам залежи углеводородов приурочены к неокомским продуктивным пластам и горизонтам БУ80 - БУ14. Опытно-промышленная эксплуатация нефтяных оторочек УНГКМ начата в 1987 г. В нижнемеловых отложениях выявлены свыше 25 залежей газового конденсата, в том числе семь с нефтяными оторочками. Нефти разных горизонтов по физико-химическим свойствам существенно не отличаются друг от друга [1].
В настоящее время сбор нефти осуществляется в двух коллекторах - высоконапорном и низконапорном. Для подготовки нефти нефтяных оторочек используется технология трехступенчатой сепарации на технологической площадке центрального пункта сбора (рис. 1).
Ввод компрессорных станций по утилизации попутного нефтяного газа в 2009 г. позволил в ООО «Газпром добыча Уренгой» реализовать сложную технологическую
Рис. 1. Схема подготовки нефти и попутного нефтяного газа: КНС - куст нефтяных скважин; ВНК - высоконапорный коллектор; ННК - низконапорный коллектор; ВД, НД - высокое и низкое давление; УПНС - установка предварительной сепарации нефти; УПН - установка подготовки нефти; КСУ - концевая сепарационная установка; КС - компрессорная станция; УКПГ - установка комплексной подготовки газа; МПК - межпромысловый коллектор
систему компримирования газа, выделяемого при добыче нефти, подготовить его для подачи в газопровод высокого давления, снизить негативное воздействие на окружающую природную среду и стабилизировать работу фонда нефтяных газлифтных скважин.
Основные задачи промысловой подготовки добываемой нефти заключаются в отделении от нефти воды, механических примесей, газа. Контроль качества осуществляется согласно государственным стандартам на нефть и нефтепродукты и методы их испытания. Соблюдение стандартов обязательно для всех предприятий и организаций, причастных к транспорту и хранению нефтей. В этих документах устанавливается перечень физико-химических свойств, совокупность которых указывает на качество, состояние и состав нефти [2].
Единые технические требования к нефти, производимой нефтегазодобывающими организациями, при подготовке к транспортировке по нефтепроводам либо наливным транспортом для поставки потребителям Российской Федерации и на экспорт сформулированы в ГОСТ Р 51858 [3]. Помимо традиционных показателей (плотности, фракционного состава и др.) стандартом регламентируется концентрация в нефти серосодержащих компонентов и хлорорганических соединений. Следует отметить, что при разногласиях в оценке качества нефти по массовой доле серы определение выполняют по ГОСТ Р 51947 [4], до введения которого применялся метод ускоренного определения серы по ГОСТ 1437, заключающийся в сжигании нефти в струе воздуха, последующем улавливании образующихся сернистого и серного ангидридов раствором перекиси водорода с серной кислотой и титрованием раствором гидроокиси натрия. Процедура ускоренного определения серы была достаточно трудоемкой и занимала много времени, диапазон содержания серы (более 0,1 % масс.) не обеспечивал необходимой точности измерений (погрешность метода ±0,05-0,1 % масс.).
ГОСТ Р 51947 [4] устанавливает метод, относящийся к группе неразрушающих, основанный на измерении интенсивности вторичного излучения (флуоресценции) атомов серы под действием излучения рентгеновского источника. В основе метода рентгеновской флуоресценции лежит фотоэлектрический эффект. Фотоны возбуждающего излучения выбивают электроны
с внутренних К- и ¿-оболочек атома с образованием вакансий. При заполнении вакансии электронами, переходящими с внешних оболочек, атом излучает энергии, соответствующие этим электронным переходам (характеристическое излучение). Этот процесс называется рентгеновской флуоресценцией, а метод анализа, основанный на измерении интенсивности характеристического излучения флуоресценции при заданных длинах волн или энергиях, называется рентгено-флуоресцентной спектрометрией.
Для определения серы методом рентгено-флуоресцентной спектрометрии образец нефти помещают в цилиндрический контейнер с дном из тонкой пленки, проницаемой для рентгеновского излучения, и облучают при помощи рентгеновской трубки сквозь пленку. Метод обеспечивает быстрое и точное измерение массовой доли «общей серы»1 в диапазоне 0,015-5 % с учетом минимальной подготовки образца. Время анализа образца обычно 2-4 мин. Определение серы, содержащейся в функциональных группах, является более сложным по сравнению с определением общего содержания серы в нефти и нефтепродуктах [4].
До 1 января 2013 г. нормы массовой доли сероводорода, метил- и этилмеркаптанов в нефти считались факультативными и определялись для набора данных. После введения поправок к ГОСТ Р 51858 (ИУС № 5 2012 г.) без соответствия нормам этого стандарта нефтедобывающие предприятия уже не могли поставлять в трубопроводы или транспортировать нефть.
С целью выполнения требований ГОСТ Р 51858 в ООО «Газпром добыча Уренгой» внедрен, настроен и отработан хро-матографический метод определения сероводорода и легких меркаптанов по ГОСТ 50802 «Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов». Метод устанавливает диапазон определения массовой доли сероводорода, метил- и этилмеркаптанов в диапазоне (2-200) млн-1. Сущность метода заключается в разделении компонентов анализируемой пробы с помощью газовой хроматографии, регистрации выходящих из хроматографической
Термин «общая сера» означает совокупность определенных типов серосодержащих соединений, таких как сероводород, тиолы (меркаптаны), сульфиды, дисульфиды, тиофен, бензтиофен и др., отличающихся реакционной способностью.
колонки сероводорода, метил- и этилмеркап-танов пламенно-фотометрическим детектором и расчете результатов определения методом абсолютной градуировки. Перед началом анализа проводят градуировку прибора для определения точности выдаваемого им результата. Градуировочные характеристики хроматографа получают на основании анализа стандартных образцов с известными массовыми концентрациями сероводорода, метил- и этилмеркапта-нов в инертном газе при условиях анализа [5]. В нефти УНГКМ не обнаружены ни сероводород, ни легкие меркаптаны. Их содержания находятся за пределами нижних границ диапазонов определения.
Сера является наиболее важным, но не единственным гетероатомом в нефти. Присутствие других гетероатомов тоже требуется контролировать. Одной из задач контроля качества нефти является определение в ней хлорорганических соединений (ХОС). ХОС способствуют коррозии металлов, соприкасающихся с нефтью, оказывают существенное влияние на характер и свойства нефтепродуктов, эффективность процесса нефтепереработки, негативно влияют на окружающую среду в процессе переработки нефти, что обусловливает необходимость строгого контроля их содержания. Министерством энергетики РФ издан Приказ «О запрещении применения хлорорганических реагентов в процессе добычи нефти» (№ 294 от 18 октября 2001 г.), который обязал предприятия, добывающие, транспортирующие и перерабатывающие нефть, организовать контроль качества нефти с точки зрения содержания ХОС с применением метода Л8ТМ Б 4929, разработанного Американским институтом нефти, и внести норму предельного содержания ХОС в сырой нефти в ГОСТ Р 51858 [3].
Постановлением Госстандарта России от 09 марта 2004 г. № 143-ст утвержден и с 2005 г. введен в действие разработанный Техническим комитетом по стандартизации ТК 31 «Нефтяные топлива и смазочные материалы» ГОСТ Р 52247 [6] как модификация стандарта Л8ТМ Б 4929. Отечественный стандарт устанавливает три метода определения ХОС (начиная с концентрации 1 мкг/г органически связанного хлора) в нефти: А - перегонка, восстановление бифенилом натрия и потенцио-метрическое титрование; Б - перегонка, сжигание и микрокулонометрическое титрование;
В - перегонка, рентгенофлуоресцентное волно-дисперсионное определение. В ООО «Газпром добыча Уренгой» внедрен метод Б, который, в отличие от методов А и В, полностью отвечает требованиям международного стандарта ASTM D 4929.
Нормативный документ [6] устанавливает метод определения ХОС в нефти путем ее перегонки при температуре до 204 °С (для получения данной фракции нафты допускается использование аппаратуры по ГОСТ 2177 (метод Б)). Полученную фракцию нафты последовательно промывают сначала щелочью, затем водой для удаления мешающего влияния следов сероводорода и неорганических хлоридов. Отмытую пробу нафты сжигают в микрокулонометри-ческом анализаторе, где под действием избытка кислорода и высоких температур происходит окисление хлорорганических соединений с образованием паров соляной кислоты:
R-Cl + O2 ^ HCl + CO2 + H2O, (1)
которая потоком газа уносится в кулонометри-ческую ячейку. В ячейке происходит титрование хлорид-ионов ионами серебра, образующимися при растворении серебряного электрода:
HCl + Ag+ ^ H+ + AgCl. (2)
Далее в соответствии с законом Фарадея по количеству электричества, затраченному на растворение серебряного электрода, определяют содержание хлорорганических соединений.
В настоящее время требования ГОСТа [3] выполняются в полном объеме. Результатами физико-химических исследований установлено высокое качество нефти УНГКМ: (по усредненным значениям) массовая доля серы 0,07 % (класс 1); плотность 812,0 кг/м3 при температуре 20 °С и 816,4 кг/м3 при температуре 15 °С (тип 0); массовая доля воды менее
10 11 ГОСТ Р 51858
Класс
Тип
Группа
Вид_
Обозначение настоящего стандарта
Рис. 2. Структура условного обозначения нефти УНГКМ [3]
0,03 %, массовая концентрация хлористых солей 3 мг/дм3, массовая доля механических примесей до 0,005 %, давление насыщенных паров 52,8 кПа (396 мм рт.ст.), массовая доля органических хлоридов во фракции до температуры 204 °С 2,5 млн-1 (группа 1); массовая доля сероводорода менее 2 млн-1, легких меркаптанов менее 2 млн-1 (вид 1). Согласно ГОСТ Р 51858 такая нефть обозначается «Нефть 1.0.1.1 ГОСТ Р 51858» (рис. 2). Нефть УНГКМ малосернистая: массовая доля серы
почти в 10 раз меньше регламентируемой государственным стандартом [3] нормы (до 0,6 % включительно).
***
Таким образом использование современных приборов в ООО «Газпром добыча Уренгой» оптимизирует время проведения испытаний и дает более точные результаты анализа нефти.
Список литературы
1. Ермаков В.И. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / В.И. Ермаков,
A.Н. Кирсанов, Н.Н. Кирсанов и др.; под ред.
B.И. Ермакова, А.Н. Кирсанова. - М.: Недра, 1995. - 464 с.: ил.
2. Земенков Ю.Д. Сбор и подготовка нефти
и газа: учеб. / Ю.Д. Земенков, Л.М. Маркова, А. Д. Прохоров и др. - М.: Академия, 2009. -160 с.
3. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. - М.: Издательство стандартов, 2002. - 8 с.
4. ГОСТ Р 51947-2002. Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии. - М.: Издательство стандартов, 2002. - 7 с.
5. Спейт Дж.Г. Анализ нефти: справ. / Дж.Г. Спейт; пер. с англ. под ред.
Л.Г. Нехамкиной, Е.А. Новикова. - СПб.: Профессия, 2010. - 480 с., ил.
6. ГОСТ Р 52247-2004. Методы определения хлорорганических соединений. - М.: Издательство стандартов, 2004. - 11 с.
