Выпускная работа «Разработка предложений и их технико-экономическое обоснование по совершенствованию технологии сбора и подготовки нефти на Игольско-Таловом месторождении НГДУ «Васюганнефть» (стр. 7 )

Установлено, что точка ввода реагента-деэмульгатора в технологической схеме установки подготовки нефти имеет определенное влияние на расход деэмульгатора и улучшение качества подготовленной нефти [7]. Однако известные рекомендации о том, куда лучше дозировать деэмульгатор часто противоречат друг другу- Зто объясняется как отличительными особенностями самих деэмульгаторов, так и оптимальными условиями разрушения конкретной нефтяной эмульсии с конкретным деэмульгатором. Существенное значение при этом оказывают различия в обводненности и физико-химических свойствах обрабатываемой продукции скважин, свойствах применяемого деэмульгатора, различия в схемах установок подготовки нефти и т. д.[7]. Если на эти факторы не обращается должного внимания, то рекомендованный к промышленному внедрению деэмульгатор на установках подготовки нефти применяется далеко не в оптимальных условиях, в результате чего имеет место перерасход деэмульгатора, из-за передиспергирования системы ухудшается качество дренажных вод, глубина обезвоживания нефти. Недостатки в подборе

17

деэмульгатора часто решаются на установках подготовки нефти путем переноса в технологической схеме точки его дозирования.

1.5. Деэмульгаторы, используемые в системе подготовки нефти в

ЦППН-2 НГДУ «Васюганнефть»

В НГДУ «Васюганнефть» деэмульгаторы определяются по
рекомендациям специализированных организаций. Данными

деэмульгаторами являются реагенты серий СНПХ - 4810 А, Кемеликс 3417 ХМ, Диссольван М 3408, которые представляют собой жидкости растворимые в воде, ацетоне, спирте и других органических растворителях. Они являются деэмульгаторами общего назначения и могут применяться на всех видах обезвоживающего оборудования.

По своим физико-химическим свойствам реагенты должны соответствовать показателям, приведенным в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Физико-химические показатели деэмульгаторов СНПХ - 4810 А, Кемеликс

3417 ХМ, Диссольван М 3408 .

Наименование показателей	СНПХ -4810 А	Кемеликс 341 7 ХМ	Диссольван М 3408
Внешний вид	Прозрачная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета	Прозрачная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета	Прозрачная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета
Массовая доля основного вещества, %	45-55	40	50-55
Вязкость кинематическая при температуре 25 °С	30-60	80	29
Температура застывания, °С	минус 45	минус 45	минус 60
Плотность, Kr/MJ	930	893	940

Следует отметить, что на стадии обезвоживания, когда основные процессы разрушения бронирующих оболочек завершены, излишняя дозировка деэмульгатора вообще не желательна, так как из-за пониженного

18

межфазного натяжения возможно повышение содержания в нефти тонкодиспергированных глобул воды.

1.6 Требования, предъявляемые к реагентам деэмульгаторам

Отечественными и зарубежными исследованиями было установлено, что основным фактором, определяющим устойчивость нефтяных эмульсий, является структурно-механический барьер, образующийся на поверхности капель воды в нефти. Этот барьер создают природные стабилизаторы - различные высокомолекулярные компоненты нефти и в первую очередь асфальтосмолистые вещества, коллоидно-пептизирующиеся в нефтях и обладающие слабой поверхностной активностью.

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 и затем развиты в классических исследованиях академика 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