Полный текст

Введение Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, к которым относятся в основном тяжелая и высоковязкая нефть, высокопарафинистая, имеющая положительную температуру застывания. Объем такой нефти в России составляет около 55 % от общего объема запасов нефти [1]. К таким запасам относится и нефть месторождений европейского севера. В мировой практике известны следующие способы перекачки высоковязкой и высокозастывающей нефти: - с предварительным подогревом («горячая перекачка»); - с попутным подогревом (в том числе с применением скин-эффекта); - после термообработки; - с маловязкими разбавителями; - газонасыщение нефти; - с водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ); - с депрессорными присадками. Выбор способа перекачки делают на основании технико-экономического расчета. В настоящее время для транспорта такой нефти преобладают два основных направления перекачки. Это традиционные методы перекачки нефти с подогревом и с использованием депрессаторов для снижения вязкости и температуры застывания нефти. При применении химических депрессаторов при перекачке нефти и нефтепродуктов достигается снижение вязкости перекачиваемой жидкости и снижение температуры застывания парафинистой жидкости. Полимерные присадки, молекулы которых характеризуются высокой прочностью и большой молекулярной массой, снижают потери на трение, за счет чего увеличивается пропускная способность нефтепровода. Таким образом, использование депрессорных присадок способствует увеличению производительности нефтепроводов, гарантирует надежность пуска после длительных остановок, улучшает работу скважин и сборных трубопроводов нефти на промыслах, а также сокращает отложение парафина на стенках трубопровода и в резервуарах и т.д. Применение полимерных депрессорных присадок позволяет решить многие практические задачи трубопроводного транспорта: снизить энергетические затраты на перекачку и расход топлива на подогрев нефти; уменьшить капитальные затраты в линейную часть и пункты подогрева; увеличить производительность и пропускную способность нефтепроводов; повысить эффективность и надежность эксплуатации нефтепроводов в сложных природно-климатических условиях [2-13]. В настоящее время основная масса нефти добывается с применением методов заводнения продуктивных пластов поверхностными и минерализованными сточными водами нефтепромыслов для поддержания пластового давления. Со временем обводненность пласта возрастает и при добыче на поверхность поступает устойчивая водонефтяная эмульсия. Этому также способствует наличие в нефти природных эмульгаторов [14]. Поэтому без использования дополнительных методов обезвоживания нефтяная эмульсия практически не разрушается. На сегодняшний день известно множество технологических приемов и технических устройств, позволяющих с помощью определенных воздействий на эмульсию вызвать ее полное разрушение. При этом самым эффективным считается термический метод с использованием различных деэмульгаторов [15]. Место ввода деэмульгатора в систему следует выбирать так, чтобы обеспечить хорошее перемешивание и продолжительное время контакта реагента с эмульсией. Для увеличения времени контакта деэмульгатора с эмульсией и обеспечения подготовки эмульсии к расслоению применяют так называемую путевую деэмульсацию, или трубную деэмульсацию. Для этого деэмульгатор вводят в систему на значительном удалении от установки предварительного сброса воды (УПСВ) или установки подготовки нефти (УПН), например, на устье добывающей скважины, на групповой замерной установке или начальном участке трубопровода [16-19]. При выборе того или иного деэмульгатора большое внимание придается его быстродействию, обеспечивающему быстрое стартовое отделение воды из эмульсии и последующее глубокое ее разделение. Именно на выбор наиболее эффективных деэмульгаторов для обезвоживания нефти Южно-Хыльчуюского месторождения направлены данные исследования. Проведение лабораторных исследований по выбору эффективного деэмульгатора для нефти Южно-Хыльчуюского месторождения Южно-Хыльчуюское месторождение находится на севере европейской части России, на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области, в районе распространения многолетних мерзлых грунтов с субарктическим климатом. Годовые колебания температуры изменяются от -46 до +30 °С. Гидрографическая сеть представлена множеством озер, небольших рек - Хыльчую, Дресвянка, Серебрянка - с многочисленными притоками. Нефть Южно-Хыльчуюского месторождения легкая (плотность при 20 °С равна 849 кг/м3), маловязкая (7,46 мПа.с), высокопарафинистая (6,72 % мас.), температура застывания +5 °С. На период выполнения работ обводненность нефтяных эмульсий месторождения составляла 27,0 %. Температура транспорта нефти по внутрипромысловым нефтепроводам в зимнее время года до установки подготовки нефти находится на уровне ~30 °С. Значения динамической вязкости эмульсии при такой температуре транспорта невысокие (рис. 1). При обводненности 70 % вязкость эмульсии не превышала значений 0,08 Па.с. Организовывать подачу деэмульгаторов по системе сбора нет необходимости. Но для осуществления процесса деэмульсации на УПН, для получения товарной нефти 1-й группы качества в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 [20] необходимо подавать деэмульгатор. Для выбора наиболее эффективного деэмульгатора были исследованы процессы транспорта и подготовки нефти Южно-Хыльчуюского месторождения. Лабораторные испытания по оценке эффективности деэмульгаторов проводили стандартным методом «Bottle Test» с использованием 30%-ной нефтяной эмульсии в условиях, максимально приближенных к реальным условиям транспорта и подготовки нефти Южно-Хыльчуюского месторождения [21]. В качестве реагента сравнения использовался базовый реагент Сепарол WF-41. Дозировки деэмульгаторов были такие же, как и у базового реагента. Температуры проведения лабораторных испытаний выбирали исходя из средней температуры транспорта продукции скважин в зимний период и температуры подготовки нефти на УПН «Южное Хыльчую». Рис. 1. Зависимость динамической вязкости нефтяных эмульсий Южно-Хыльчуюского месторождения от температуры (а) и обводненности (б) Условия лабораторных испытаний: - время «старения» эмульсии - 1 ч; - время перемешивания нефтяной эмульсии с реагентом - 5 мин; - интенсивность перемешивания эмульсии - 120 двойных ходов/мин; - температура перемешивания эмульсии с реагентом - 30 °С; - температура процесса деэмульсации нефти - 30 и 65 °С; - продолжительность процесса деэмульсации - 1 ч при каждой температуре. Результаты выполненных экспериментов приведены на рис. 2. На рис. 2 сравниваются следующие деэмульгаторы: «RP-6522», «Сепарол WF-41» - деэмульгатор фирмы Baker Petrolite; «ХПД-005», «ХПД-001 (5)», «ХПД-011(П)», «ХПД-004 (КГ)» - ЗАО «Когалымский завод химических реагентов»; «Рекод 752А» - ЗАО «Агентство технологий и оперативной науки» (АТОН) (г. Казань); «ФЛЭК-Д-005 б» - ООО «ФЛЭК» (г. Пермь). Рис. 2. Сравнительная эффективность деэмульгаторов при деэмульсации нефти Южно-Хыльчуюского месторождения По результатам метода «Bottle Test» были выбраны наиболее эффективные деэмульгаторы. Далее их расходы корректировались в процессе моделирования в соответствии с технологической схемой и основными параметрами работы УПН. На УПН продукция скважин поступает в сепараторы типа УПОГ и ТФС, где осуществляется 1-я ступень сепарации нефти от газа. Затем водонефтяная эмульсия направляется в блок УПСВ для предварительного отделения воды. Температура процесса - 30-40 °С. Перед блоком УПСВ предусмотрена подача реагента-деэмульгатора. Расход реагента составляет 10 г/т (для подготовки продукции скважин к процессу деэмульсации по системе сбора дозируют деэмульгатор в количестве 30 г/т). Нефтяная эмульсия на выходе из аппаратов блока УПСВ имеет обводненность не более 5 %. Далее частично обезвоженная нефть через печи нагрева направляется на ступень глубокого обезвоживания и обессоливания. Перед этими установками осуществляется подача деэмульгатора и горячей пресной воды. Температурный режим на блоке обезвоживания и обессоливания - 65-70 °С. Товарная нефть, содержащая воды не более 0,5 %, после аппаратов обессоливания, пройдя через колонну отдувки сероводорода, поступает в резервуары товарной нефти, после чего магистральными насосами перекачивается по трубопроводу протяженностью ~160 км до берегового резервуарного парка Варандейского отгрузочного терминала. Отделившаяся на всех ступенях подготовки нефти УПН вода будет направляться на блок водоподготовки для очистки и дальнейшего использования в системе поддержания пластового давления Южно-Хыльчуюского месторождения. Подбор деэмульгаторов и корректировку их расходов проводили для эмульсий, имеющих обводненность 28 % (текущий период). Эффективность реагентов оценивали не только по быстроте и глубине обезвоживания[21], но еще и по качеству отводимой воды на ступени предварительного сброса - концентрации нефтепродуктов [22]. Параметры процессов транспорта и подготовки нефти в лабораторных условиях соответствовали фактическим, а именно: - расход деэмульгаторов по системе сбора - 30 г/т; - температура транспорта эмульсий - 30 °С; - продолжительность транспорта - не менее 1,0 ч; - дозировка деэмульгаторов перед входом на установку - 10 г/т; - продолжительность перемешивания эмульсии с реагентом - не менее 10 мин; - температура процесса предварительного сброса воды - 30 °С; - продолжительность процесса - 1,0 ч; - температура процесса термохимического обезвоживания - 65 °С; - дополнительная подача деэмульгатора - 10 г/т; - продолжительность процесса - 1,0 ч; - объем пресной воды на процесс обессоливания - 7 %; - перемешивание нефти с горячей (70 °С) пресной водой - 10 мин; - продолжительность процесса - 1,0 ч; - температура процесса обессоливания - 60 °С. После окончания процессов подготовки в нефти определяли остаточную обводненность и концентрацию хлористых солей по методам, изложенным в [23, 24]. Результаты моделирования приведены в табл. 1. По данным таблицы видно, что лучшие результаты по качеству товарной нефти получены с деэмульгаторами «RP-6522», «Сепарол WF-41» и «Рекод 752А». Эти же реагенты показали и свое быстродействие: за первые 0,5 часа на каждой ступени выделился практически весь объем воды. Но с реагентами «Рекод 752А» и «Сепарол WF-41» качество отводимой воды было хуже - концентрация нефтепродуктов составила 217,2 и 215,7 мг/дм3 [25-27]. Таблица 1 Результаты моделирования процессов подготовки нефти на УПН «Южное Хыльчую» Реагент Обводненность исходной эмульсии, % Расход реагента системе сбора, г/т Ступень предварительного сброса (УПСВ), температура 30 °С Термохимическое обезвоживание нефти при температуре 65 °С Обессоливание нефти при температуре 60 °С расход реагента г/т содержание воды на выходе из УПСВ, % концентрация нефтепродуктов в воде, мг/дм3 дополнительная подача реагента, Г/т качество нефти после окончания процесса, % объем пресной воды, % содержание воды по Дину-Старку, % концентрация хлористых солей, мг/дм3 «RP-6522» (Baker Petrolite) 27,7 30 10 4,5 86,4 10 0,5 7 0,03 40,16 «ХПД-005» 30 10 6,5 303,4 1,4 0,06 104,56 «ХПД-011(П)» 30 10 5,0 139,3 0,9 0,06 125,38 «Сепарол WF-41» 30 10 4,5 215,7 1,0 0,06 98,71 «Рекод 752А» 30 10 6,0 217,2 0,5 0,03 69,5 «ФЛЭК Д-005 б» 30 10 6,5 162,5 1,2 0,09 162,5 Лабораторные исследования по определению совместимости деэмульгаторов и ингибитора коррозии Анализ продукции скважин месторождения показал, что в состав газа, попутно добываемого вместе с нефтью залежи “Р1a+s” (основного объекта разработки на месторождении), входят (помимо легких и тяжелых углеводородов) агрессивные в коррозионном плане компоненты - сероводород и углекислый газ. Содержание H2S достигает 2,7 % мол., СО2 - 4,8 % мол. В среднем по месторождению концентрация этих компонентов составляет 1,48 и 2,51 % мол. соответственно. Наличие в транспортируемой жидкости больших количеств H2S или СО2, кроме того, ведет к усиленному наводороживанию сталей, способствующему их охрупчиванию и резкому снижению прочностных свойств. Это означает, что без использования каких-либо методов защиты от коррозии для промысловых трубопроводов и оборудования, выполненных из углеродистых нелегированных сталей, крайне высока вероятность отказов уже в первые годы эксплуатации. Поэтому по системе сбора осуществляется дозирование ингибитора коррозии «CRW-82275» фирмы Baker Petrolite с расходом 25 г/м3. Однако при подаче в систему сбора нефти ингибиторов коррозии необходимо оценить их влияние на деэмульгирующую способность реагентов-деэмульгаторов. Эффект совместного действия ингибитора коррозии и деэмульгатора в одних случаях может усиливаться, в других - уменьшаться. Это связано с тем, что при смешении реагентов органического и неорганического происхождения в присутствии минерализованной воды, а также содержащихся в продукции скважин, породе пласта и коммуникациях различных химических соединений происходят реакции с образованием новых промежуточных продуктов, которые прямо или косвенно влияют на технологический процесс [28, 29]. Взаимовлияние реагентов изучали сравнением действия деэмульгатора в смеси с ингибитором коррозии и без него по объему выделившейся при этом водной фазы при моделировании процесса предварительного сброса воды (табл. 2). Проведенные исследования позволяют сделать вывод, что применяемый для защиты от коррозии ингибитор «CRW-82275» совместно с деэмульгатором «RP-6522» отрицательного влияния на процесс подготовки нефти не оказывает; остаточная обводненность нефти осталась примерно на том же уровне. Кроме этого, концентрация нефтепродуктов в отводимой воде не увеличилась. В опытах с деэмульгаторами «Сепарол WF-41» и «Рекод 752А» с ингибитором коррозии «CRW-82275» после окончания процесса деэмульсации содержание воды в нефти увеличилось. В отделившейся воде со всеми реагентами концентрация нефтепродуктов осталась примерно на том же уровне, что и в вышеприведенных опытах. Таким образом, из рассмотренных реагентов для подготовки нефти Южно-Хыльчуюского месторождения наибольшую эффективность показал деэмульгатор «RP-6522» (Baker Petrolite). Таблица 2 Результаты лабораторных исследований по взаимовлиянию деэмульгаторов и ингибитора коррозии на процесс подготовки нефти Южно-Хыльчуюского месторождения Реагент Обводненность исходной эмульсии, % Расход деэмульгатора по системе сбора, г/т Расход ингибитора по системе сбора, г/м3 Ступень предварительного сброса (УПСВ), температура 30 °С расход деэмульгатора, г/т содержание воды на выходе из УПСВ, % концентрация нефтепродуктов в воде, мг/дм3 «RP-6522» (Baker Petrolite) 27,7 30 25 10 4,0 80,62 «Сепарол WF-41» 30 25 10 7,0 243,24 «Рекод 752А» 30 25 10 9,5 196,83 Проведение реологических исследований нефти и подбор депрессорных присадок Внешний транспорт нефти, прошедшей подготовку на УПН, предусмотрен в направлении Варандейского отгрузочного терминала. Расстояние до БРП составляет более 160 км. Время транспорта нефти до БРП - 14 суток. Одной из важнейших задач трубопроводного транспорта парафинистой нефти, имеющей высокую температуру застывания, является проведение технологических мероприятий, направленных на улучшение гидравлических характеристик трубопроводов, так как при перекачке такой нефти при неизотермическом режиме наблюдается образование отложений на внутренней поверхности труб, происходит запарафинивание нефтепроводов. При снижении температуры транспорта нефти до температуры насыщения парафинами в перекачиваемой жидкости начинает появляться твердая фаза - кристаллы парафина в виде конгломератов, прилипающих к поверхности нефтепровода. Исследования реологических свойств нефти Южно-Хыльчуюского месторождения проводились на прямом и обратном ходе вискозиметра с измерительным инструментом «цилиндр-цилиндр». Прямой ход сводился к последовательному дискретному созданию скоростей сдвига, начиная от минимальной и заканчивая наибольшей. Прямой ход соответствует пусковым режимам работы трубопровода, когда имеет место постепенное разрушение внутренних связей (структурных форм) в нефти при увеличении скорости движения. Обратный ход соответствует случаям существования разрушенных внутренних связей и отвечает стационарным режимам работы трубопровода. Он сводился к последовательному дискретному созданию скоростей движения, начиная с наибольшей и заканчивая наименьшей. Если рассматриваемая жидкость при какой-либо температуре имеет склонность к структурообразованию, то реограммы прямого и обратного хода не совпадают. На рис. 3 приведены реограммы для нефти Южно-Хыльчуюского месторождения при различных температурах. Очевидно, что нефть Рис. 3. Реограммы нефти Южно-Хыльчуюского месторождения этого месторождения склонна к образованию структуры, так как реограммы прямого и обратного хода не совпадают, особенно при температурах, близких к температуре застывания нефти. При температурах, равных 20 и 30 оС, реограммы прямого и обратного хода практически совпадают, а значения вязкости и сдвиговых напряжений для пускового и стационарного режимов близки. Как отмечалось выше, одним из способов перекачки высокозастывающей нефти является транспорт нефти с добавлением депрессорных присадок. В лабораторных условиях присадки вводились в нагретую до температуры 60 °С нефть (температура нефти после окончания процессов подготовки). Расходы депрессаторов составляли 50 г/т. Пробы тщательно перемешивали, так как это является одним из условий применения депрессорных присадок. Скорость снижения температуры нефти не превышала 20 °С/ч. Далее определяли температуру застывания нефти. В табл. 3 приведены результаты исследований, которые показывают, что с реагентами «Servo CW-288» и «ДН-1» получены самые хорошие показатели: депрессия температуры застывания превышает 25 °С, и это снижение сохраняется не менее 16 суток. Кроме этого, присадки обладают еще и высоким ингибирующим АСПО-действием (эффективность не менее 86 %), которое определяли по общепринятой методике «холодного пальца» [30, 31], позволяющей с высокой достоверностью оценить эффективность реагентов как ингибиторов парафиноотложений для конкретных эксплуатационных условий. В табл. 3 речь идет о следующих параметрах: «Sepaflux-3120», «CF-2145» - депрессорные присадки фирмы Baker Petrolite; «ДН-1» - депрессорная присадка ВНИИСПТнефть; «Servo CW-288» - депрессорная присадка компании «Налко»; «ФЛЭК-ИП-103», «ФЛЭК-ДП-009» - депрессорные присадки фирмы ООО «ФЛЭК» (г. Пермь); «PROСHINOR AP-174» - депрессорная присадка фирмы «АТОФИНА/СЕКА». Таблица 3 Результаты лабораторных исследований по снижению температуры застывания нефти с использованием депрессорных присадок на Южно-Хыльчуюском месторождении Наименование присадки Расход, г/т Эффект ингибирования, % Температура застывания, °С, через сутки 1 2 3 4 8 10 16 Без присадки - - +5 - - - - - - Sepaflux -3120 50 73,5 -8 -12 -20 -20 -20 -20 -2 ДН-1 50 86,8 -36 -38 -38 -38 -32 -32 -20 Servo CW-288 50 87,9 -38 -40 -40 -40 -40 -40 -22 CF-2145 50 69,7 -14 -20 -20 -20 -15 -12 -4 ФЛЭК-ИП-103 50 - -8 +4 - - - - - ФЛЭК-ДП-009 50 - -11 -12 -12 -12 -6 -4 0 PROСHINOR AP-174 50 64,8 -13 +4 - - - - - Таким образом, депрессорные присадки «ДН-1» или «Servo CW-288» будут препятствовать росту кристаллов парафина и ослабят способность их к агрегации, а следовательно, они могут быть рекомендованы при транспортировке нефти Южно-Хыльчуюского месторождения. Выводы 1. Реагент Baker Petrolite «RP-6522» в процессах транспорта и подготовки нефти Южно-Хыльчуюского месторождения проявил наибольшую эффективность 2. Применяемый для защиты от коррозии ингибитор «CRW-82275» совместим с деэмульгатором «RP-6522» и не оказывает отрицательного влияния на процесс подготовки нефти. 3. Депрессорные присадки «Servo CW-288» и «ДН-1» показали хорошие результаты по снижению температуры застывания нефти: депрессия температуры превышает 25 °С, и это снижение сохраняется не менее 16 суток. Кроме этого, присадки обладают еще и высоким ингибирующим АСПО-действием (эффективность не менее 86 %).

Об авторах

Юлия Владимировна Манакова

Автор, ответственный за переписку.
Email: juliamanakova59@yandex.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

магистрант группы ХТП-15-1М химико-технологического факультета

Валерий Германович Рябов

Email: rvg@pstu.ru
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

доктор технических наук, профессор, декан химико-технологического факультета

Елена Васильевна Ибраева

Email: Elena.Ibraeva@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

главный специалист отдела сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды

Людмила Васильевна Закшевская

Email: Ljudmila.Zakshevskaya@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

ведущий инженер отдела защиты от коррозии

Татьяна Анатольевна Сюр

Email: Tatjana.Syur@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

кандидат химических наук, начальник отдела защиты от коррозии

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 231

PDF (Russian) - 594

PDF (English) - 48

Ссылки

• Ссылки не определены.