Разработка предложений и их технико-экономическое обоснование по совершенствованию технологии сбора и подготовки нефти на Игольско-Тало

Наряду с асфальтосмолистыми веществами в состав защитных оболочек на глобулах эмульгированной воды в нефти входят и другие полярные компоненты нефти: нафтеновые кислоты, порфирины, микрокристаллы парафинов, частицы различных механических примесей и т.д.

Состав и свойства пластовых вод, образующих дисперсную фазу, влияют на прочностные характеристики защитных слоев.

Исследования стабилизаторов [7], выделенных из защитных слоев глобул агрегативно устойчивых промысловых водонефтяных эмульсий ряда месторождений, показал, что даже близкие по характеристикам нефти могут значительно отличаться по составу компонентов, стабилизирующих их эмульсии. Более того, эмульсионные пробы нефтей, отобранные в разное время из различных точек системы сбора одного и того же месторождения, также могут значительно отличаться по устойчивости и составу их бронирующих оболочек.

В первые роль и значение поверхностно-активных веществ как реагентов-деэмульгаторов для предотвращения образования и разрушения стойких водонефтяных эмульсий были рассмотрены в работах Гурвича Л.Г. и затем развиты в классических исследованиях академика Ребиндера П.А. и его школы [7].

Исходя из существующих исследований о механизме действия деэмульгаторов на нефтяные эмульсии обратного типа (вода в нефти) общие требования к деэмульгаторам сводятся, в основном, к следующему:

• эффективный деэмульгатор должен обладать достаточно высокой поверхностной активностью из той фазы, в которую он вводится при обработке нефтяной эмульсии;

 

 

• молекулы       деэмульгатора      должны       обладать      хорошими 
  пептизирующими свойствами, чтобы, адсорбируясь на гелеобразных 
  (коллоидных)      «бронирующих»      оболочках,      состоящих      из 
  асфальтосмолистых и других компонентов нефти, они вызывали 
  процесс пептизации (разрыхления) этих оболочек, т.е. разрыв их 
  целостности;

• молекулы деэмульгатора должны обладать высоким смачивающим 
  (инверсионным)   действием   на   гидрофобизированные   твердые 
  частицы    механических    примесей,    микрокристаллы    солей    и 
  парафина для того, чтобы произошел процесс перевода этих частиц 
  с границы раздела в объем водной или нефтяной фазы;

• молекулы  деэмульгатора   на   границе   раздела  фаз  не  должны 
  образовывать    прочных    пленок,       т.е.    не   должны    являться 
  стабилизаторами эмульсий как прямого, так и обратного типа.

Таким образом, процесс разделения нефтяных эмульсий с применением реагентов-деэмульгатров является физико-химическим процессом, зависящим от компонентного состава и свойств защитных оболочек природных стабилизаторов обрабатываемых нефтяных эмульсий, типа, коллоидно-химических свойств и удельного расхода применяемого деэмульгатора, температуры, интенсивности и времени перемешивания нефтяной эмульсии с реагентом и других причин.

Учитывая разнообразие характеристик нефтяных эмульсий, состава и свойств их природных стабилизаторов, трудно представить возможность создания какого либо универсального деэмульгатора с набором указанных свойств, который можно было бы экономически выгодно применять для разрушения нефтяных эмульсий во всех случаях.

Известно, что разные деэмульгаторы отличаются друг от друга по целому ряду признаков: растворимости в водной или в нефтяной фазах, поверхностно-активным или смачивающим свойствам, кинетике и величине адсорбции на различных границах раздела фаз и т.д. Этим объясняется избирательность действия отдельных деэмульгаторов на определенный тип нефтяных эмульсий.

Следовательно, выбор эффективных реагентов-деэмульгаторов должен производиться как в зависимости от специфических особенностей обрабатываемой нефтяной эмульсии, так и технологических условий применения деэмульгаторов.

20

 

В НГДУ «Васюганнефть» деэмульгаторы подбирается по рекомендации специализированных организаций на основе проведения лабораторных анализов взаимодействия реагентов с нефтью и по результатам работы этих деэмульгаторов предоставленных им НГДУ. Ведется анализ работы реагента непосредственно в цеху путем увеличения или уменьшения подачи его на входе в установку.

21

 

2. Современные  требования, предъявляемые к системам  сбора и подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении.

1. автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой 
   скважине;
2. герметизированный сбор нефти, газа и воды на всем пути движения - от 
   скважин до магистрального нефтепровода;
3. доведения нефти, газа и пластовой воды на технологических установках 
   до норм товарной продукции, автоматический учет этой продукции и передача ее 
   транспортным организациям;
4. надежность   эксплуатации   технологических   установок   и   возможность 
   полной их автоматизации;
5. изготовление   основных   узлов   системы    сбора    нефти    и    газа    и 
   оборудования технологических установок индустриальным способом в блочном и 
   модульном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса.

Нормативные показатели по качеству нефти приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Нормативные данные по качеству нефти (ГОСТ Р 51858-2002)

 

Показатель	I	группа неф II	ти III
Массовая доля воды, % , не более	0,5	0,5	1,0
Концентрация хлористых солей, мг/л, не более	100	300	900
Содержание механических примесей, %, не более	0,05	0,05	0,05
Давление насыщенных паров (ДНП) при температуре 37,8 °С, кПа, не более	66,7	66,7	66,7
Массовая доля органических хлоридов, млн" (ррт)	Не норм	ируется, опр( обязательно	^деление
Массовая доля сероводорода, млн"1 (ррт), не более	20	50	100
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн" 1 (ррт), не более	40	60	100

22

 

2.1. Особенности  обустройства объектов и требования  к качеству подготовки нефти за рубежом

За рубежом в промысловых условиях, как правило, осуществляется только обезвоживание нефти. Применяемая технология определяется особенностями системы сбора, мощностью оборудования, свойствами и обводненностью нефти, степенью минерализации пластовых вод, способом эксплуатации и условиями разработки нефтяных месторождений, их отдаленностью от нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и климатическими условиями. Несмотря на крайнее разнообразие технологических схем сбора и промысловой подготовки нефти за рубежом, во всех случаях предусматривается обработка в аппаратах, встроенных в общую систему сбора и транспорта продукции скважин. При обезвоживании нефти на промыслах достигается удаление из нее основного количества воды и растворенных в ней солей, а также механических примесей. Парафин и другие органические вещества считается целесообразным не удалять из нефти. Для этого создаются условия для поддержания этих веществ во взвешенном состоянии и транспортирования на НПЗ. Обезвоживание нефти в небольших объемах (до 1-2 млн. м3/ год) осуществляется в блочных сепараторах-деэмульсаторах и герметизированных резервуарах, встроенных в технологическую схему сбора и транспорта нефти и газа, не выделяемых в самостоятельные объекты и не требующих автономного обслуживания. Обезвоживание нефти в больших объемах (до 6 млн.м3/ год) проводится на центральных сборных пунктах при комплексном использовании резервуаров, нагревателей-деэмульсаторов. На этих объектах процесс обезвоживания нефти в самостоятельную операцию также не выделяется и является одним из большого числа операций по приему и измерению объемов продукции скважин, сепарации газа высокого и низкого давления, горячей сепарации, осушке газа и отбору пропан-бутановых фракций, их откачке или возврату в нефть, компримированию газа, многоступенчатому сбросу и очистке пластовой воды, ее закачке в пласт или сбросу в океан, осуществляемых на сборном пункте. Обслуживает все эти процессы и операции один и тот же технический персонал. Типовые установки подготовки нефти на месторождениях также не применяются, используются типовое блочное оборудование, входящее в различные схемы. При обустройстве площадок как мелких, так и крупных пунктов сбора продукции скважин, сепарации газа, подготовки нефти и очистки воды капитальные здания не строятся. Широко используются каркасные конструкции с теплоизолированными листовыми

23

 

металлическими панелями. Оборудование, как правило, устанавливают на фундаментах или салазках, технологические площадки бетонных покрытий не имеют, широко применяется гравийная отсыпка. В районах с суровыми климатическими условиями (например, Аляска) применяются технологические блоки-модули, а щитовые конструкции используются для объединения нагревателей-деэмульсаторов в самообогреваемые производственные блоки, в которых размещаются необходимая контрольно-измерительная и регулирующая аппаратура, насосы, дозаторы и другое оборудование.

Многие виды оборудования, в том числе и компрессорные станции, монтируются на открытых площадках, окруженных щитами, нижняя часть которых для улучшения условий работы в летний период удаляется. Тепло компрессорных станций при необходимости утилизируется с помощью воздушных калориферных устройств. Для обогрева вспомогательных помещений на объектах широко используется тепло гликолевых установок, применяемых при осушке газа. Технологические схемы подготовки нефти и набор оборудования определяются большим числом весьма разнообразных факторов: уровнем добычи, качеством добываемой нефти, требованиями со стороны нефтепровод ных компаний к качеству нефти, природно-климатическими условиями, отдаленностью от месторождений и начальными извлекаемыми запасами, взаимным расположением месторождений, разрабатываемых одной и той же фирмой и т.д. Теплообменная аппаратура, как правило, не применяется. Обезвоживание нефти на наиболее крупных узлах осуществляется с помощью технологической пары нагреватель-резервуар (Канада, Венесуэла, США, Иран, ФРГ, Нигерия, Франция), причем технологические резервуары оборудованы газовой обвязкой и во многих случаях снабжены малогабаритными сепараторами горячей ступени. На многих мелких месторождениях в качестве отстойной аппаратуры также применяются герметизированные резервуары. Иногда для обезвоживания нефти используют электродегидраторы, но в США и других районах на крупных сборных пунктах отказываются от применения даже уже построенных электродегидраторов и стремятся осуществлять подготовку нефти с использованием резервуаров. В Венесуэле деэмульсаторы служат для нагрева дренажной воды, являющейся теплоносителем, а подготовка нефти осуществляется в резервуарах, в которые поступает эмульсия, разрушенная в коротких участках трубопроводов, подводящих продукцию скважин к резервуарам. В Нигерии обезвоживание нефти проводят в две

24

 

ступени, причем качественную нефть получают отстаиванием в герметизированных резервуарах, а разрушению в деэмульсаторах подвергают лишь промежуточный слой и концентрированную эмульсию, отбираемые из этих резервуаров. Во Франции подготовка нефти осуществляется по пути ее движения: обезвоживание нефти - на месторождении Луго и обессоливание - на территории месторождения Парантин.

В Алжире нефть, поставляемая на экспорт, имеет содержание воды и солей соответственно около 1% и 60 мг/л. Это достигается обработкой нефти в электродегидраторах и ее последующим отстаиванием в резервуарах в течение суток. Качество нефти по пути ее движения постоянно улучшается за счет сброса воды из промысловых резервуаров, магистральных трубопроводов, резервуаров портовой перевалочной базы. Герметизированные резервуары, из которых всегда отбирается выделившийся газ, используют в качестве второй ступени сепарации, концевой ступени сепарации, технологических резервуаров предварительного сброса пластовой воды, отстойных аппаратов, горячей ступени сепарации, товарных резервуаров. В большинстве случаев резервуары используют комбинированно. Сырьевые резервуары в технологической цепи скважина-система ПАКТ, как правило, отсутствуют, и нефть из скважин поступает непосредственно в технологические аппараты для сепарации газа и последующей ее деэмульсации. Однако система ПАКТ не исключает строительства и использования резервуаров, в которых нефть после ее подготовки в деэмульсаторах выдерживают значительное время для отбора легких фракций. С целью предотвращения старения эмульсии применяется подача деэмульгатора на устье скважин и головные участки трубопроводов. Сброс воды осуществляется во всех удобных для этой цели точках, включая групповые установки. Единых требований на содержание в нефти различных компонентов, продаваемой нефтепроводным компаниям, не существует. Нефть в основном только обезвоживается, хотя содержание солей в пластовой воде в несколько раз ниже, чем, например, на месторождениях европейской части нашей страны. Так, содержание солей в нефти при одном проценте воды в ней по некоторым месторождениям достигает: Уэйминг (США) - 9-1 мг/л, Кирикири (Венесуэла) -117 мг/л, Вилмингтон (США) - 234 мг/л, Канзас Уэст (США) - 1232 мг/л, Муф Ко (США) - 1881 мг/л. В Калифорнии (США) считалось допустимым содержанием воды

25

 

и мехпримесей в нефти до 3%, Мидконтиненте 1-2%, на юге США - 1-2%, на Аляске 0,5%.

Однако все чаще к качеству нефти предъявляются повышенные требования. Для многих месторождений допускаемое содержание воды и мехпримесей в нефти составляет 0,3%. В Канаде существуют единые нормы на содержание воды и мех.примесей в поставляемой нефти, определяемое величиной 0,5%. Содержание солей в нефти не лимитируется. В Европе существуют другие требования к нефтям, которые обусловлены в основном тем обстоятельством, что большое число нефтеперерабатывающих заводов работает на высококачественных нефтях европейского континента, Ближнего и Среднего Востока, практически не содержащих при добыче воду и соли. Здесь допустимое содержание солей в нефти, поступающей на НПЗ, обычно лимитируется 55-85 мг/л. Однако в ФРГ допустимое содержание воды в нефти, поставляемой па НПЗ, составляет 1%, а солей - 200 мг/кг нефти. При изготовлении электродного кокса вводится дополнительное ограничение на содержание в нефти золы, которое не должно превышать 200 мг/кг нефти. В отдельных случаях на заводы направляется нефть с содержанием солей 10-30 мг/л. В целом нормы на допустимое содержание балласта в нефти определяются технологическими трудностями удаления воды на месторождениях до минимальных значений современными техническими средствами и уровнем затрат для осуществления этого процесса.