4. Система водонефтеподготовки: достижения, нерешенные проблемы и возможные пути их решения.
Нефтедобывающая промышленность представляет собой огромный комплекс различного рода технологических процессов включающих систему освоения месторождения с проведением геолого-разведочных мероприятий, строительства скважин, строительства и обустройства различного рода: перекачивающих систем (ДНС и т. д.), прокладка трубопроводных систем, строительство нефтеводоподготавливающих объектов (УПСВ, УПН и др.), обеспечение системы водосброса (поглощения) и системы заводнения нефтегазоносного пласта (КНС, ППД и т. д.), система газоподготовки и газоутилизации, система транспортировки товарной нефти, система автотранспортного сопровождения, различные схемы сервисного и научно-технического (находящихся на содержании нефтедобывающих предприятий) сопровождения нефтеподготавливающих и нефтедобывающих объектов и многое другое.
Однако, хотим заметить, что основной целью деятельности любого нефтедобывающего предприятия является не «сверление» отверстий и не установка различного рода механизмов, а работа с эмульсионными системами – водогазонефтяными эмульсиями, а на сегодняшний день научно - теоретически обоснованного механизма, определяющего «поведенческие» свойства данного типа систем, относящихся к свободнодисперсному типу объектов и находящимся за рамками стандартных общепринятых гидрогазодинамических расчётных схем (без учёта электрохимической сущности межфазовых - вода/нефть/газ/мехпримеси - взаимодействий) не существует (см. для примера видео)
Работа со свободнодисперсными системами (к которым относится в т. ч. нефтяные эмульсии различной степени сложности) является основной целью любой нефтедобывающей организации, причём, все мероприятия, связанные с нефтеводоподготавливающими процессами, осуществляются в закрытой (без доступа воздуха) системе, естественно, накладывающими ряд технологических ограничений на возможность достижения максимально эффективных показателей характеризующих качество подготавливаемой нефти и воды. «Традиционными» методами, применяемыми в нефтедобыче и нефтеводоподготовке являются:
п.1 применение реагентов различного типа и назначения (применяемые в системе нефтедобычи реагенты указаны в ниже приведённом списке по причине возможности их присутствия в системе нефтеводоподготовки со всеми вытекающими отсюда технологическими последствиями)
– деэмульгаторы, предназначенные для снижения содержания остаточной (эмульгированной) воды в нефти;
- ингибиторы коррозии и солеотложения для снижения коррозионной нагрузки и снижения отложения малорастворимых солей в оборудовании, задействованном в системе перекачки и подготовки нефти;
- поглотители сероводорода с целью снижения сероводородосодержания в нефти;
- применение пресной воды с целью снижения содержания хлористых солей в нефти;
- антитурбулентные присадки с целью снижения вязкости перекачиваемой нефти;
- нейтрализаторы различного назначения;
- скважинные кислотные промывки;
- реагенты различного типа, применяемые при строительстве и эксплуатации скважин;
- реагенты, применяемые для увеличения нефтеотдачи коллектора и др.
п.2 применение ёмкостного оборудования: отстойники различного типа (горизонтальные и вертикальные), газосепараторы, коалесцентные фильтры и др.
п.3 применение электродегидраторов: с целью снижения содержания остаточной воды и хлористых солей в нефти.
п.4 применение отдувочных колонн: с целью снижения содержания сероводорода в нефти.
п.5 оборудование разогрева жидкости: печи подогрева, путевые нагреватели, теплообменники с целью разогрева и охлаждения подготавливаемых жидкостей – нефтяной эмульсии, нефти и воды.
п. 6 Дополнительно в системе нефтеводподготовки иногда устанавливаются электромагнитные приспособления, основанные на различных электрофизических принципах действия, различного рода фильтрующие элементы, флотаторы, гидроциклоны и т. д.
Т. е., основной целью любого нефтедобывающего предприятия является достижение максимальной эффективности фазоразделяющих процессов (обезвоживание нефти – скорость и глубина обезвоживания, эффективная дегазация, оптимизация расхода реагентной базы, достижение качественных значений водоподготавливающих процессов с целью в т. ч. увеличения нефтеодачи коллектора, достижение минимальных значений содержания хлористых солей в нефти, достижение минимальных значений содержания сероводорода в нефти и т. д.).
Научно-теоретическая основа, заложенная в любой процесс фазоразделения свободнодисперсных систем к коим относится водогазонефтяная эмульсия определяет, что его результатом (фазораздела) является выигрыш в энергии (чтобы создать эмульсию необходимо совершить работу – в большинстве случаев затрачивая кинетическую энергию). Т. е., необходимым условием достижения максимальной эффективности любого фазораздела (вода/нефть, нефть/газ, вода/газ, вода/нефтепродукт, вода/мехпримеси, нефть/мехпримеси и др.) является снижение общей энергии (сольватации) свободнодисперсной системы (закон сохранения энергии), причём все её энергетические параметры, определяющие как систему межфазовых взаимодействий, так и её стабильность находятся в электрохимической области взаимодействий (двойной электрический слой), причём, в низкоэнергетической части (суммарная энергетическая мощность, определяющая стабильность (сольватационная составляющая) широко распространённых эмульсионных образований (водонефтяная эмульсия, морская и речная вода, промышленные стоки и др.) составляет ~ 10 -2 - 10 -8 Вт/м3).
Так вот, ни одна из выше упомянутых традиционных схем применяемых в нефтеводоподготавливающих процессах (применение деэмульгаторов, различного рода гидродинамических и гидростатических отстойников) данному принципу (снижение выделяющейся в результате фазораздела энергии) не соответствуют, что приводит к образованию «промслоёв» различной категории агрегативной устойчивости (причиной образования «промслоёв» в системе нефтеводоподготовки является выигрыш в энергии, образующейся в результате фазоразделяющих процессов инициируемых либо различного рода гидродинамическими/гидростатическими схемами, либо применением деэмульгирующих реагентов, а любые трактовки «промслойобразования» как результата воздействия различного рода естественных факторов (сульфиды железа, мехпримеси, низкая разница в удельном весе разделяемых компонентов (вода/нефть), кислотные обработки и прочие заблуждения различного рода научно-технических служб и институтов, сопровождающих деятельность нефтедобывающих предприятий) и связаны с попытками оправдать свою технологическую некомпетентность и снятием с себя экономической ответственности за все последствия, связанные с финансовыми издержками, являющимися результатом подобного рода действий. А с учётом того факта, что на сегодняшний день способов снижения содержания нефтепродукта в воде для «закрытых» схем нефтеводоподготовки вообще не существует (механические методы, связанные с применением различного рода фильтров и коагулянтов, принцип действия которых основан на механическом захвате и удерживании различного рода неоднородностей - нефтепродукты, мехпримеси, здесь, в расчёт даже не принимаются ввиду сомнительной как технической, так и экономической возможности их реализации). Отсутствие технических приёмов, позволяющих целенаправленно повлиять на снижение (впрочем, как ни странно и на увеличение) содержания нефтепродукта в подтоварной воде предполагает все заявления ответственных за водоподготовку технологических служб о достижении тех или иных качественных показателей этого технологического параметра (да еще и в рамках каких то плановых мероприятий, связанных, по всей видимости, с получением каких то личных дивидендов) считать либо результатом технической некомпетентности, либо умышленным искажением реально имеющихся данных (сокрытие данного факта приводит как к отсутствию необходимости проведения научно-теоретических изысканий в этой области технологий, так и к сокрытию ущерба, наносимого в результате этих действий (бездействий) нефтедобывающему предприятию – бюджету Российской Федерации). Факт сокрытия наличия проблемы предполагает отсутствие принятия мер по её устранению. Напоминаем, что здесь речь не идёт о каких либо конкретных значениях содержания нефтепродукта в воде – 20 ppm, 40 ppm или 259 ppm, а о возможности достижения любых значений этого показателя за счёт осуществления каких то конкретных технологических приёмов (на сегодняшний день таких технологических приёмов официальной науке не известно), в противном случае любые «достижения» каких то, в т. ч., достаточно низких, значений должны считаться простым набором статистических сведений, которые большинство технологических служб заявляют как результат их «упорного» труда с получением за него соответствующих дивидендов.
В качестве комментария к применяемым на сегодняшний день «традиционным» методам водонефтеподготовки необходимо отметить следующее:
п.1. применение деэмульгаторов с целью снижения содержания эмульгированной воды в нефти
- а не с целью «разрушения» эмульсии – с сомнительным техническим смыслом данной формулировки, и не с целью обессоливания нефти, как указано на некоторых «этикетках», сопровождающих партии деэмульгаторов;
- то же самое касается и так называемой их «морозостойкости» - т. к. эффективность применения деэмульгаторов ограничивается их возможностью к диспергированию в эмульсии, а с учётом высокого коэффициента соотношения смешиваемых фракций деэмульгатор/нефтяная эмульсия – применение деэмульгатора с точки зрения низкотемпературных характеристик определяется не его вязкостными свойствами, а в первую очередь вязкостными свойствами нефтяной эмульсии с которой осуществляется процесс его смешивания, а при заниженных температурах вязкость нефтяной эмульсии снижается и к свойствам самого деэмульгатора данный факт ни какого отношения не имеет. Интересно, какими ещё дополнительными конспирологическими свойствами собираются наделить производители деэмульгатора их продукт?;
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 |
