Присутствие воды в нефти приводит к значительному увеличению расхода тепла на нагрев нефти при ее переработке, появлению большого количества водяных паров в аппаратах, что приводит к резкому повышению давления в системе и нарушениям технологического режима, механическим повреждениям и разрывам. Вместе с водой в нефть попадают растворенные в ней соли.
В задачу промысловой подготовки нефти входит отделение от нефти основной части этих примесей и доведение ее качества по содержанию примесей до требований ГОСТ на нефть, готовую к переработке.
Основным осложняющим фактором при подготовке нефти месторождений является повышенное содержание в пластовой и соответственно в подтоварной воде хлористых солей (до 300 г/л). Следовательно, процесс подготовки нефти до товарных кондиций должен предусматривать глубокое обезвоживание и глубокое обессоливание, что является актуальным.
Цель исследования: повышение качества подготовки сырой нефти на 4-й технологической линии на УКПГ-10 путем снижения содержания солей и воды.
Материалы и методы исследования
Вода в нефтях и нефтепродуктах может находиться в растворенном состоянии либо в виде эмульсии. Различают качественные и количественные методы определения содержания воды в нефтях и нефтепродуктах [1].
Качественными методами являются пробы на прозрачность, потрескивание, реактивную бумажку [2].
К количественным методам относятся химическое определение растворенной воды (гидрид-кальциевый метод), а также широко распространенный метод отгонки воды в присутствии растворителя [3].
Сущность последнего метода (ГОСТ 2477-2014) заключается в отгонке воды и растворителя от нефти с последующим их разделением в градуированном приемнике на два слоя. Растворитель, в качестве которого применяется бензин, вводится в испытуемый продукт для устранения толчков и вспенивания, сопровождающих кипение нефти, содержащей воду [4].
Анализируемую пробу испытуемого продукта перемешивают в течение 5 мин. В сухую и чистую колбу отвешивают с точностью до 0,1 г около 100 г испытуемого продукта, приливают 100 мл легкого бензина и перемешивают.
Собирают прибор, пускают воду в холодильник и начинают нагревание колбы горелкой снизу через асбестовую сетку. Нагрев регулируют таким образом, чтобы в приемник-ловушку из холодильника стекали 2–4 капли в секунду. Выделившиеся пары нефти и воды конденсируются в холодильнике и собираются в приемнике-ловушке, где за счет разности плотностей вода образует нижний слой [5–6].
Когда количество воды в ловушке перестанет увеличиваться и верхний слой растворителя станет прозрачным, перегонку прекращают. После этого замеряют объем нижнего водного слоя в ловушке. В качестве испытуемой нефти взяли Ассельскую нефть Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.
Содержание воды (в % мас.) вычисляют по формуле
Х = [V×ρ/G]×100,
где X – 2,2 % масс. содержание воды в нефти, % мас.;
V – 220 см3 объем воды в ловушке, см3;
r – 1000 г/см3 плотность воды при температуре определения, г/м3;
G – 100 г масса навески испытуемой нефти, г.
Время перегонки: 62 минуты.
При добавлении деэмульгатора «Геркулес 2134» выделилось большее количество воды (3,4 % мас.), время перегонки: 20 мин. Расход деэмульгатора: 0,03 г/кг нефти.
Результаты исследования и их обсуждение
Результаты испытаний образцов деэмульгаторов при разрушении модельных эмульсий смеси Ассельской и Копанской нефтей приведены в табл. 1. По результатам отборочных испытаний при низких температурах, моделирующих наиболее жесткие зимние условия подготовки нефтей на УКПГ-10, выбраны 2 лучших образца деэмульгаторов: АRF-6 («Геркулес 2134») и 98-005 («Геркулес 2601»), превосходящих по эффективности применявшийся в то время деэмульгатор\дипроксамин 157-65М [7–8].
Таблица 1
Результаты лабораторных испытаний образцов деэмульгаторов при разрушении модельных эмульсий смеси Ассельской и Копанской нефтей
|
№ п/п |
Образец деэмульгатора |
Расход г/т |
Термоотстой при 5(2) °С (1 этап) |
Термоотстой при 20 °С (2 этап) |
Ценрифугирование декантиров. воды |
||||||||||||
|
Температура, °С |
Объем выделившейся из эмульсии воды (% об), через: |
Объем выделившейся из эмульсии воды (% об) через: |
|||||||||||||||
|
10 мин |
20 мин |
30 мин |
45 мин |
60 мин |
10 мин |
20 мин |
30 мин |
Эмульсии |
Вода |
Всего |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|||
|
1. Cмесь нефтей + 20% пластовой воды |
|||||||||||||||||
|
1 |
Контрольный опыт (без деэмульг.) |
0 |
5 |
0 |
0 |
сл. |
сл. |
– |
сл. |
– |
сл. |
15 |
5 |
20 |
|||
|
2 |
Дипроксамин 157-65М |
20 |
5 |
сл. |
1 |
3 |
5 |
– |
8 |
– |
10 |
4,5 |
5,5 |
10 |
|||
|
3 |
СВ 682 |
20 |
5 |
3 |
5 |
5 |
9 |
– |
10 |
– |
12 |
3,5 |
5,5 |
9 |
|||
|
4 |
СВ 682А |
20 |
5 |
2 |
3 |
5 |
7 |
– |
9 |
– |
11 |
2,8 |
2,2 |
5 |
|||
|
5 |
45-39-2 |
20 |
5 |
сл. |
2 |
4 |
5 |
– |
9 |
– |
10 |
||||||
|
6 |
45-39-3 |
20 |
5 |
сл. |
сл. |
2 |
4 |
– |
8 |
– |
11 |
||||||
|
7 |
ARF 8 |
20 |
5 |
5 |
7 |
9 |
10 |
– |
13 |
– |
14 |
3 |
2 |
5 |
|||
|
8 |
ARF 9 |
20 |
5 |
4 |
8 |
10 |
10 |
– |
14 |
– |
14 |
1,8 |
1 |
2,8 |
|||
|
9 |
ARF 11 |
20 |
5 |
сл. |
2 |
5 |
8 |
– |
10 |
– |
11 |
||||||
|
10 |
ARF 4 |
20 |
5 |
1 |
3 |
6 |
9 |
– |
10 |
– |
12 |
||||||
|
11 |
AR 3 |
20 |
5 |
сл. |
5 |
9 |
9 |
– |
12 |
– |
14 |
0,5 |
5 |
5,5 |
|||
|
12 |
СР 2121 |
20 |
5 |
сл. |
сл. |
4 |
5 |
– |
9 |
– |
11 |
||||||
|
13 |
СР 2140 |
20 |
5 |
1 |
3 |
3 |
5 |
– |
8 |
– |
10 |
||||||
|
14 |
СР 2159 |
20 |
5 |
сл. |
сл. |
3 |
4 |
– |
7 |
– |
11 |
||||||
|
15 |
СР 2127 |
20 |
5 |
2 |
4 |
6 |
8 |
– |
10 |
– |
12 |
||||||
|
16 |
СР 2135 |
20 |
5 |
сл. |
1 |
3 |
7 |
– |
9 |
– |
13 |
||||||
|
17 |
98-001 |
20 |
5 |
сл. |
3 |
3 |
6 |
– |
9 |
– |
12 |
||||||
|
18 |
ARF 6 |
20 |
5 |
58 |
8 |
10 |
10 |
– |
13 |
– |
15 |
0,2 |
4,8 |
5 |
|||
|
Окончание табл. 1 |
|||||||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|||
|
2. Cмесь нефтей + 25% пластовой воды |
|||||||||||||||||
|
19 |
Контрольный опыт (без деэмульг.) |
0 |
5 |
сл. |
– |
сл |
– |
1 |
– |
25 |
– |
22 |
3 |
25 |
|||
|
20 |
Дипроксамин 157-65М |
20 |
5 |
5 |
– |
6 |
– |
8 |
– |
25 |
– |
||||||
|
21 |
AR |
20 |
5 |
0 |
– |
0 |
– |
0 |
– |
25 |
– |
||||||
|
22 |
AR |
20 |
5 |
2 |
– |
4 |
– |
5 |
– |
25 |
– |
||||||
|
23 |
AR |
20 |
5 |
6 |
– |
10 |
– |
15 |
– |
25 |
– |
||||||
|
24 |
AR |
20 |
5 |
8 |
– |
10 |
– |
16 |
– |
25 |
– |
||||||
|
25 |
98-002 |
20 |
5 |
1 |
– |
1 |
– |
1 |
– |
25 |
– |
||||||
|
26 |
98-003 |
20 |
5 |
1 |
– |
1 |
– |
1 |
– |
25 |
– |
||||||
|
27 |
98-003 |
20 |
5 |
1 |
– |
1 |
– |
1 |
– |
25 |
– |
||||||
|
28 |
ARF |
20 |
5 |
8 |
– |
13 |
– |
18 |
– |
25 |
– |
||||||
|
3. Cмесь нефтей + 25% пластовой воды |
|||||||||||||||||
|
29 |
Контрольный опыт (без деэмульгатора) |
0 |
2 |
0 |
0 |
0 |
– |
0 |
3 |
17 |
– |
||||||
|
30 |
Дипроксамин 157-65М |
20 |
2 |
3 |
5 |
7 |
– |
10 |
22 |
25 |
– |
0,6 |
0,3 |
0,9 |
|||
|
31 |
ARF 6 |
20 |
2 |
10 |
12 |
15 |
– |
17 |
25 |
25 |
– |
0,3 |
0,2 |
0,5 |
|||
|
32 |
AR 6 |
20 |
2 |
5 |
8 |
11 |
– |
13 |
23 |
25 |
– |
0,6 |
1 |
1,6 |
|||
|
33 |
AR 8 |
20 |
2 |
8 |
11 |
13 |
– |
15 |
22 |
25 |
– |
0,6 |
0,8 |
1,4 |
|||
|
34 |
AR 3 |
20 |
2 |
3 |
7 |
7 |
– |
12 |
22 |
25 |
– |
0,7 |
0,7 |
1,4 |
|||
|
35 |
ARF 9 |
20 |
2 |
1 |
2 |
3 |
– |
8 |
20 |
25 |
– |
0,8 |
0,8 |
1,6 |
|||
|
36 |
ARF 8 |
20 |
2 |
сл |
3 |
7 |
– |
10 |
22 |
25 |
– |
||||||
|
37 |
СВ 682 |
20 |
2 |
9 |
11 |
15 |
– |
15 |
23 |
25 |
– |
0,6 |
0,7 |
1,3 |
|||
|
38 |
98-005 |
20 |
2 |
10 |
12 |
15 |
– |
16 |
22 |
25 |
– |
0,2 |
0,4 |
0,6 |
|||
|
4. Смесь газоконденсатов и нефтей, поступающих ДКС-1 +25% пластовой воды |
|||||||||||||||||
|
39 |
Контрольный опыт (без деэмульг.) |
0 |
2 |
2 |
2 |
4 |
– |
6 |
20 |
25 |
25 |
– |
|||||
|
40 |
Дипроксамин 157-65М |
20 |
2 |
10 |
12 |
1 |
– |
20 |
20 |
25 |
25 |
– |
|||||
|
41 |
ARF6 |
20 |
2 |
20 |
25 |
25 |
– |
25 |
20 |
25 |
25 |
– |
|||||
Эффективность рекомендованных образцов деэмульгаторов «Геркулес 2134» и «Геркулес-2601» была подтверждена опытно-промышленными пробегами на УКПГ-10. Результаты опытно-промышленных испытаний деэмульгаторов на УКПГ-10 приведены в табл. 2 и 3.
Таблица 2
Сравнительные усредненные результаты подготовки газоконденсата во время промышленных испытаний опытной партии деэмульгатора «Геркулес 2601» на УКПГ-10
|
Тип деэмульгатора |
Расход деэмульгатора |
Содержание свободной воды в газоконденсате после 1-й ступени (С-203), % мас. |
Содержание эмульгированной воды в газоконденсате после 1-й ступени (С-203), % мас. |
Содержание хлоридов в газоконденсате после 1-й ступени (С-203), мг/л |
Содержание свободной воды в газоконденсате после 2-й ступени (С-203), % мас. |
Содержание эмульгированной воды в газоконденсате после 2-й ступени (С-203), % мас. |
Содержание хлоридов в газоконденсате после 2-й ступени (С-203), мг/л |
|
Без деэмульгатора |
0 |
0,7 |
0,27 |
1263 |
|||
|
Геркулес 2601 |
50,5 |
отс. |
0,21 |
628 |
0,09 |
0,07 |
378 |
Таблица 3
Сравнительные усредненные результаты промышленных испытаний опытной партий деэмульгатора «Геркулес 2601»
|
Наименование деэмульгатора |
Расход деэмульгатора, г/т |
Содержание свободной воды в газоконденсате % мас. |
Содержание эмульсионной воды в газоконденсате % мас. |
Содержание хлоридов в газоконденсате мг/л |
|
Без деэмульгатора |
0 |
0,74 |
0,36 |
1263 |
|
Геркулес 2601 |
50,5 |
0,4 |
0,06 |
231,4 |
Таким образом, на основании анализа работ на 4-й технологической линии УКПГ-10 были выбраны оптимальные условия ведения процесса для подготовки Ассельской и Копанской нефтей и Копанского газоконденсата.
Сводные данные по результатам испытаний и выбранным условиям процесса приведены в табл. 4.
Таблица 4
Сводные данные по выбору условий подготовки нефти на УКПГ-10
|
Показатели |
Ед. измерения |
I полулиния |
II полулиния |
|
Сырье: |
Ассельская нефть |
Копанская нефть в смеси с Копанским газоконденсатом и нефтью «Корбон Ойл» |
|
|
Производительность |
м3/сут |
440 |
194 |
|
Давление |
МПа |
2,0 |
2,0 |
|
Температура |
°С |
||
|
I ступень |
10 (С-402Н) |
10 (С-403) |
|
|
II ступень |
30 (В-408В) |
55 (В-408А) |
|
|
Время отстоя |
мин |
||
|
I ступень |
7 |
112 |
|
|
II ступень |
18 |
107 |
|
|
Тип деэмульгатора |
Геркулес 2134 |
Геркулес 2134 |
|
|
Расход деэмульгатора |
мг/т нефти |
30–50 |
30–50 |
Результат испытуемых образцов деэмульгаторов, которые при применяющейся на установке подготовки нефти технологии обеспечивали бы лучшие результаты по разрушению водонефтяных эмульсий и были бы экономически эффективными.
Для сравнительных испытаний применялись следующие деэмульгаторы: Дипроксамин 157-65М, «Геркулес 2134», «Геркулес 2601"».
Результаты лабораторных сравнительных испытаний деэмульгаторов приведены в табл. 5.
Таблица 5
Результаты лабораторных сравнительных испытаний деэмульгаторов
|
Образец деэмульгатора |
Объем выделившейся воды ( % об) через (мин): |
Остаточное содержание воды, % об. |
||
|
10 |
30 |
45 |
||
|
Без деэмульгатора |
0 |
Сл. |
Сл. |
5 |
|
Дипроксамин 157-65М |
Сл. |
1 |
1,5 |
3,5 |
|
«Геркулес 2601» |
1,5 |
3 |
4,2 |
0,8 |
|
«Геркулес 2134» |
2 |
3,5 |
4,8 |
0,2 |
По результатам сравнительных испытаний деэмульгаторов можно сделать выводы, что наиболее эффективным является «Геркулес 2134».
Проведенные на ДКС-1 и УКПГ-10 опытно-промышленные испытания показали, что применение новых высокоэффективных нефтерастворимых деэмульгаторов обеспечивает более глубокое обезвоживание и обессоливание газоконденсата и нефтей, чем без применения деэмульгатора. Рекомендуемый расход для деэмульгатора «Геркулес 2601» 30–50 г/т (табл. 5). Однако следует отметить, что данные обследований и анализа работы УКПГ-10 показали, что для обеспечения требуемой глубины обезвоживания и обессоливания газоконденсата и нефти недостаточно применения только деэмульгаторов, даже высокоэффективных, а необходимо совершенствование технологии подготовки (повышение температуры, увеличение времени отстоя, промывка пресной водой), особенно при подготовке смеси нефтей Копанской залежи, отличающейся высоким содержанием хлористых солей, эмульгированной воды, мех. примесей, асфальтосмолистых веществ, парафинов и высокой вязкостью.
Обезвоживание нефти и конденсата до остаточного содержания воды в среднем до 0,5 % приводит к соответственному снижению уровня хлоридов до 700–800 мг/л в среднем (учитывая, что соленость пластовой воды составляет в среднем 150000 мг/л в пересчете на NaCl и отсутствуют кристаллические соли).
Как показывают исследования, без промывки сырья пресной водой можно было бы обойтись, но при условии, что соленость пластовой воды не должна превышать 75000–80000 мг/л.
Согласно результатам испытаний для обеспечения требуемого качества подготовки нефти (не выше 400 мг/л) на 4-й технологической линии УКПГ-10 необходимо 2-кратное (теоретически) разбавление пресной водой пластовой воды. Практически 3–4-кратное. Таким образом, требуется подача на промывку сырья 3–6 % об. пресной воды (табл. 6).
Таблица 6
Расход деэмульгатора и промывной воды на технологические нужды процессов подготовки нефти на УКПГ-10
|
Реагент |
Точка подачи |
Расход |
|
|
min |
max |
||
|
Деэмульгатор типа «Геркулес» |
В сырье перед подачей промывной воды С-402 С-403 |
30 г/т 30 г/т |
50 г/т 50 г/т |
|
Промывная вода, % об. на сырье |
Перед смесительным комплексом СК-1, СК-2 |
3 |
6 |
На основании анализа реконструкции нефтяных технологических линий УКПГ-10 для раздельной подготовки нефтей Ассельской залежи ОГКМ и КоНГКМ для отмыва солей должна подаваться пресная вода в количестве 5,5 % от объема поступающего сырья. Подача воды запроектирована самостоятельными потоками в технологическую линию Ассельской и Копанской нефти.
Расчетный расход воды в Ассельскую технологическую линию составляет 1,12 м3/час, рабочее давление в нагнетательной линии – 3,0 МПа.
Расчетный расход промывной воды для подачи в Копанскую нефть составляет 0,6 м3/час, давление на нагнетании – 2,5 МПа.
Заключение
Таким образом, при выбранном режиме раздельного обессоливания и обезвоживания Ассельской и Копанской нефтей с использованием деэмульгатора «Геркулес 2134» гарантированно обеспечивается качество товарной нефти в соответствии с техническими условиями.
Библиографическая ссылка
Курякова Т.А., Межуева Л.В., Быков А.В. ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА СНИЖЕНИЯ СОЛЕЙ И ВОДЫ В ТОВАРНОЙ НЕФТИ ОРЕНБУРГСКОГО И КОПАНСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ // Современные наукоемкие технологии. – 2019. – № 2. – С. 94-99;URL: https://top-technologies.ru/ru/article/view?id=37415 (дата обращения: 22.11.2024).