close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Развитие технологий и технических средств подготовки нефтей в процессе добычи (на примере месторождений Республики Башкортостан)

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
ТЕПЛОВА ДАРЬЯ АЛЕКСАНДРОВНА
РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ПОДГОТОВКИ
НЕФТЕЙ В ПРОЦЕССЕ ДОБЫЧИ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН)
Специальность: 07.00.10 – История науки и техники
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа-2015
2
Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».
Научный руководитель:
Мастобаев Борис Николаевич
доктор технических наук, профессор
Официальные оппоненты:
Сощенко Анатолий Евгеньевич
доктор технических наук, профессор,
ОАО «АК «Транснефть», начальник управления инновационного развития;
Беляева Альбина Сагитовна
кандидат химических наук, доцент,
ФГБОУ ВО «Башкирский государственный аграрный университет», заведующая кафедрой
Ведущая организация:
ООО «Институт проблем транспорта энергоресурсов»
Защита диссертации состоится « 16 » декабря
2015 года в 1400 на заседании
диссертационного совета Д 212.289.01 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный
нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан,
г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО Уфимского государственного нефтяного технического университета и на сайте: www.rusoil.net.
Автореферат диссертации разослан «
»
2015 года.
Ученый секретарь
диссертационного совета
профессор
Сыркин А.М.
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. Изменение физико-химических свойств нефти с течением
времени ведет к изменению технологических процессов и применяемых технологических
средств по всей цепочке: от получения на нефтедобывающих предприятиях продукции до
реализации еѐ потребителям, включая сбор и сепарацию, подготовку и транспорт, в их взаимной связи и обусловленности, с учетом современного состояния и перспектив развития
техники и технологий. За время эксплуатации месторождения приходится неоднократно
реконструировать систему сбора и транспорта нефти, применять новые технологии, реагенты и деэмульгаторы.
Поэтому исследования, направленные на изучение во времени методов подготовки нефти в зависимости от изменения еѐ физико-химических свойств и технологий
научных принципов реконструкции систем сбора и подготовки нефти являются актуальными для нефтяной промышленности Башкортостана, Татарстана и других регионов Урало-Поволжья.
Цель работы: историко-технический анализ систем промыслового обустройства
месторождений Башкирского региона и развитие методов, способов и реагентов для
подготовки нефти в различные временные периоды, с целью поставки качественного
продукта потребителю.
Научная новизна работы. Впервые проведен анализ развития технологий подготовки башкирской нефти при добыче в период с 1950-х годов до настоящего времени. Впервые проведен анализ изменения свойств добываемой нефти в Республике
Башкортостан во времени и, в связи с этим, показана необходимость изменения технологий подготовки нефти, а также подбора новых химических реагентов и оборудования.
Практическая значимость. Материалы диссертационной работы могут быть
использованы при создании обобщающих историко-технических документов, посвященных подготовки нефти в РБ.
Отдельные главы работы используются в учебном процессе для подготовки магистров на кафедрах «Транспорт и хранение нефти и газа», «Разработка и эксплуатация
нефтегазовых месторождений» в ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной
технический университет», по направлению «Нефтегазовое дело».
4
Результаты проведенных исследований могут быть использованы при выборе технологий и технических средств на месторождениях нефти других регионов со схожими физико-химическими свойствами.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы
докладывались и обсуждались на ежегодных Международных конференциях: «VIII Международная учебно-научно-практическая конференция Трубопроводный транспорт–
2012» (г.Уфа, 2012г.); «64-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и
молодых ученых УГНТУ (г.Уфа, 2013г.); «Международный семинар Рассохинские чтения
(6-7 февраля 2014 года г.Ухта); «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: Материалы ХIV международной научной конференции посвященной 75-летию академика Академии наук РБ, профессора
Д.Л. Рахманкулова», (23-25 сен. 2014г. г.Уфа); «Х Международная учебно-научнопрактическая конференция Трубопроводный транспорт – 2015» (г.Уфа, 2015г.).
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 12 печатных трудов, из них 3 статьи в журналах перечня рецензируемых научных изданий ВАК Министерства образования и науки РФ и 9 тезисов докладов на научно-технических конференциях.
Структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех
глав, выводов, литературы. Содержание работы изложено на 173 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 65 рисунков. Список литературы включает 138
наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы, поставлена цель работы, представлена научная новизна и практическая ценность проведенных исследований.
В первой главе рассмотрены проблемы связанные с образованием нефтяных
эмульсий, выбор средств и технологий для их разрушения, общепринятые процессы
подготовки нефти на основании работ ученых нефтяных институтов и университетов.
В соответствии с действующим ГОСТ, нефть считается кондиционной (товарной), если в ней содержится не более 0,5 -1,0 % воды и не более 100-900 мг/л хлористых солей. Помимо этих двух существуют и другие показатели. Поэтому перед подачей нефти в магистральный трубопровод еѐ необходимо подвергнуть специальной обработке.
5
Исследования в области подготовки нефти представлены в работах Байкова Н.М., Баймухаметова Д.С., Дунюшкина И.И., Земенкова Ю.Д., Лутошкина Г.С,
Мавлютовой М.З., Персиянцева М.Н., Сельского Л.А., Позднышева Г.Н., Сваровской Н.А., Ситдиковой С.Р., Тронова В.П. и других ученых нефтяных институтов и
университетов.
В работах этих ученых подготовка нефти рассмотрена от механизмов образования и
разрушения эмульсий до непосредственного получения готовой продукции.
Опыт эксплуатации нефтяных месторождений показывает, что в продуктивном
пласте эмульсий нет, а они образуются только при добыче в тех местах, где происходит интенсивное перемешивание фаз (погружные насосы, штуцера, резкие повороты,
изменения сечения трубопровода и т. д.).
По мере разработки башкирских месторождений вносились изменения в технику
и технологию добычи нефти. Фонтанный способ добычи c 1970-х годов постепенно сокращался и все больше становилось скважин, оборудованных электроцентробежными
насосами, за счет которых повышался темп отбора жидкости из пласта, менялись скорости потока водонефтяной и газовой смеси. В связи с чем, возникали благоприятные
гидродинамические режимы для образования более высокодисперстной эмульсии.
Подготовка нефти включает следующие технологические процессы (рисунок 1):
1 удаление из нефти лѐгких газов, находящихся в свободном или растворѐнном
состоянии (процесс сепарации).
2 отделение от нефти воды (процесс обезвоживания нефти).
3 извлечение из нефти растворѐнных в ней солей (процесс обессоливания).
4 отделение механических примесей.
Сепарацию нефти осуществляют, как правило, в несколько ступеней. Сначала
сепарируют нефтегазовую (нефтеводогазовую) смесь из скважин при высоком
давлении на первой ступени сепарации, где выделяется основная масса газа. Затем
нефть поступает на сепарацию при среднем и низком давлениях, где она окончательно
дегазируется. При факельной утилизации нефтяного газа выход товарной нефти
зависит от схемы сепарации: числа ступеней сепарации и термобарических условий на
ступенях.
В ГОУ ВПО Альметьевском государственном институте государственной муниципальной службы (АГИМС) Шигапова Р.Б. представила новое объяснение относительно
6
эффективности применения двух - трехступенчатой технологии в промысловой
подготовке нефти за счет проявления эффекта от прохождения продукции скважин из
одной коммуникации в другую, с учетом оценки интерполяционного многочлена
Лагранжа.
Рисунок 1 – Процессы подготовки нефти
Подготовка скважинной продукции и внутренняя транспортировка нефтей серьѐзно осложнены процессами выпадения неорганических солей из попутно извлекаемой
воды. Интенсивность отложения солей, в свою очередь, зависит от их группового состава.
На примере нефтегазодобывающих управлении Башкирии, классифицирован состав отложений по скважинам и выделены три основных вида:
I – гипсоуглеводородные (CaSO4+АСПО);
II – гипсосульфидоуглеводородные (CaSO4+FeS+АСПО);
III – карбонатносульфидоуглеводородные (CaCO3+FeS+АСПО).
Образование отложений первого вида происходит с меньшей интенсивностью,
чем второго вида. А образование отложений второго вида с меньшей интенсивностью,
чем третьего.
Пластовые воды месторождения с различной плотностью можно использовать для
обессоливания, но их эффективность по сравнению с пресной водой в два раза ниже.
Применение пресной воды на всех трех ступенях позволяет достичь получения товарной
нефти более высокого качества. Сотрудниками ООО «БашНИПИнефти» Баймухамето-
7
вым Д.С., Шерманом П.В установлено, что снижение расхода пресной воды при обессоливании нефтей на установках подготовки нефти (УПН) можно достичь при использовании дренажной воды на 1 ступени при многоступенчатой системе обессоливания.
На объектах подготовки нефти для достижения требуемого количества содержания хлоридов производится отмывка солей пресной водой. Поэтому чтобы получить товарную нефть требуемого качества необходимо применять меры по снижению хлоридов
в пластовой воде, что достигается применением пресной воды для разбавления пластовой воды и тем самым приводит к снижению концентрации хлоридов в объеме промывочной воды. Содержание хлоридов в нефти представлено в таблице 1.
Из таблицы 1 видно¸ чтобы получить нефть с содержанием хлоридов не более
100мг/л без применения пресной воды необходимо либо глубокое обезвоживание, что
практически не всегда возможно, либо опреснение пластовых вод до определенных
значений.
Предложенный сотрудниками ООО «БашНИПИнефть» Башировой Э.Р., Калининой Т.А., Бадретдиновым А.М. метод может быть использован для оперативной оценки
работы УПН в условиях резкого ухудшения технологии подготовки нефти. Описанным
методом можно, не проводя лабораторных длительных и сложных аналитических работ
по определению хлористых солей, контролировать процесс подготовки нефти до требуемых уровней качества по содержанию остаточной воды и хлоридов в товарной нефти.
Таблица 1 - Содержание хлоридов в нефти
Плотность
пластовой
воды,
г/см3
1,14
1,10
1,09
1,08
1,07
1,06
1,05
1,04
1,03
1,02
1,01
1,005
Содержание Соотношение
хлор-ионов, объемов премг/л
сной и пластовой воды
113059
81150
0,4
73172
0,55
65194
0,75
57218
1,0
49240
1,33
41258
1,8
33284
2,5
25401
3,67
17332
6,0
9353
13,0
5364
27
1
1130
812
732
652
572
492
413
333
254
173
94
54
Содержание хлоридов в нефти мг/л при остаточной воде в нефти, в %
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
565
406
366
326
286
246
207
167
127
87
47
27
452
325
293
261
230
197
165
133
102
69
38
22
340
244
220
200
172
148
124
100
76
52
28
17
226
163
147
131
115
99
83
67
51
35
20
11
113
81
73
65
57
49
41
33
25
17
9
5
8
Для обессоливания нефтей, на примере нефти Арланского месторождения Мавлютовой М. 3. (ООО «БашНИПИнефть») было предложено увеличить время перемешивания нефти с промывочной водой до 15 секунд. Кроме того, было рекомендовано вводить в неѐ щелочь до 50 г/т нефти, а неионогенный реагент вводить только на ступень
обезвоживания, использование промывочной воды подачей дренажной воды со второй
ступени обессоливания на первую. При этом экономится пресная вода, утилизируются
реагент-деэмульгатор и теплота.
Вопросам исследования механизма образования эмульсий посвящено значительное
количество работ академика П.А. Ребиндера. Образование эмульсий, по Ребиндеру, происходит следующим образом: при перемешивании двухфазной системы капельки жидкости растягиваются в цилиндрики. При растяжении капелек (увеличение поверхности) затрачивается работа на преодоление молекулярных сил поверхностного натяжения. Вытянутая форма капелек является неустойчивой, и они распадаются на более мелкие частицы.
Чем меньше размер образовавшихся частиц, тем они более устойчивы и тем большую работу нужно затратить на их растяжение. Одновременно с процессом диспергирования капель протекает и обратный процесс — коалесценция сталкивающихся капелек.
Сельским Л.А. (ФГБОУ ВО «Грозненский государственный нефтяной технический
университет им. академика М.Д. Миллионщикова») представлен простейший метод разрушения эмульсий – промывка их через среду, в которой не возможно образование эмульсии. Чтобы разрушить гидрофобную нефтяную эмульсию достаточно промыть ее через
столб воды по возможности того же состава, что и вода эмульсии (например, через подсоленную воду, так как эмульсионные воды обычно солоны), но с тем непрерывным условием, чтобы эмульсионная нефть проходила сквозь воду в виде распыла или виде пленки
для того, чтобы эмульсионные глобулы могли войти в соприкосновение с водной средой.
Нагрев эмульсий (вода-нефть) сам по себе уменьшает стойкость пленки, а добавка к воде
деэмульгатора окончательно ее разрушает.
На практике реализуются четыре группы методов разрушения нефтяных эмульсий: химические, термические, механические, электрические или иными словами существует два принципиально различных подхода: реагентный (применение деэмульгатора) и безреагентный (аппаратный). Устройства для разложения эмульсий могут использовать гравитационную силу (отстойники), центробежную силу (гидроциклоны и
9
промышленные центрифуги), капиллярные силы (коалесцирующие фильтры), а также
мембранные явления.
Выбор метода определяется типом и стойкостью нефтяной эмульсии, но все методы направлены на слияние и укрупнение капель воды.
Химические методы основаны на применении реагентов деэмульгаторов (ДЭ),
которые являются более эффективными ПАВ, чем природные эмульгаторы.
Вопросы изучения свойств деэмульгаторов и их совершенствования решали
Левченко Д.Н.,
Кокорев
Г.И.,
Дияров И.Н.,
Бергштейн Г.Р.,
Смирнов
О.С.,
Петров A.A., Лебедев H.A., Варнавская O.A., Тудрий Г.А., Николаева Н.М. и другие
ученые.
К механическим способам разрушения эмульсии относятся: отстаивание, центрифугирование и фильтрование. Сравнение методов разрушения водонефтяных эмульсий по эффективности и технологичности предложенное Сваровской Н.А. (РГУ нефти и
газа им. И.М. Губкина) приведено в таблице 2.
Таблица 2 - Сравнение методов разрушения водонефтяных эмульсий
Стадия
процесса
I
II
Характеристика
стадии
Последовательность значимости методов
Разрушение
бронирующих
оболочек
Химические реагенты
Нагрев
Химические реагенты
Перемешивание
Электрические поля
Перемешивание
Электромагнитные поля
Нагрев
Электрические поля
Электромагнитные поля
Укрупнение
капель
Электрические поля
По эффективности воздействия По технологичности
Коалесцирующие насадки
Промывка в слое воды
Гидродинамические эффекты
Электрические поля
Ультразвук
Промывка в слое воды
Флокулянты
Магнитное поле
III
Разделение
фаз
Гидродинамические эффекты
Центрифугирование
Отстаивание
Флотация
Электростатические поля
Коалесцирующие
насадки
Ультразвук
Флокулянты
Магнитное поле
Отстаивание
Центрифугирование
Электростатические поля
Флотация
10
Вторая глава посвящена анализу физико-химических свойств нефтей, изменению во
времени этих свойств и результатам этих изменений на примере нефтей Башкирии.
Квалифицированный выбор методов разрушения водонефтяных эмульсий (тепловых, физико-химических) зависит в основном от состава и свойств нефти.
Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдуллин (КГТУ, г.Казань) исходя из анализа свойств
нефтей и деэмульгаторов, наиболее очевидным представляют выделение нефтей по плотности. В отдельную группу должны быть выделены нефти плотностью более 900 кг/м3 и наиболее легкие нефти плотностью менее 840 кг/м3 при относительно высокой концентрации в
них парафинов.
Физические свойства нефтей и нефтяных газов, а также их качественная характеристика зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их различных
групп (фракций). Физико-химические свойства эмульсии функционально определяются следующими параметрами дисперсность, вязкость, газовый фактор, инверсия, электрические свойства. На примере двух месторождений Башкортостана был проведен
анализ характеристик нефти с начала эксплуатации и до 2011года. На первом месторождении заметно увеличение вязкости нефти в целом почти в 2-2,5 раза (в 2011году составляет порядка 153,51мПа·с, таблица 3).
Таблица 3 - Изменение физико-химических свойств нефти на первом исследуемом месторождении с начала эксплуатации до 2011 г.
Показатели
Плотность пластовой нефти, кг/м3
Плотность нефти при давлении насыщенных паров,
кг/м3
Плотность нефти при
t=20оC, кг/м3
Вязкость пластовой нефти,
мПа*с
Вязкость нефти при давлении насыщенных паров,
мПа*с
Вязкость нефти при нефти
при t=20оC,мПа*с
1973 г.
0,88
0,9
0,871
-
1974 г.
0,871
0,863
-
1977 г. 1979 г. 2000 г.
0,913 0,918 0,861
0,907 0,913 0,853
-
2006 г.
0,871
0,856
0,883
0,878
0,875
2009 г.
0,866
0,848
0,877
0,869
0,867
2010 г.
0,877
-
2011 г.
0,879
-
0,906
0,918
18,7
30,9
14,6
57,9
94,7
0,893
17,7
11,6
29
-
0,93 0,931 0,87 0,909
0,892
0,915
29,44 39,5 11,81 14,91
8,88
23,61
25,28 33,4 8,88 12,02
7,42
19,27
79,7 71,1 15,64 67,88
30,86
0,902
0,9
27,57
16,4
19,59
12,82
46,76
42,6
0,918 0,921
22,72 27,73
104,57 153,51
-
11
На втором месторождении сложно выявить какую-либо закономерность, но явно выражено непостоянство по вязкости (таблица 4).
Таблица 4 - Изменение физико-химических свойств нефти на втором исследуемом месторождении с начала эксплуатации до 2011 г.
Показатели
Плотность пластовой нефти,
кг/м3
Плотность нефти при давлении
насыщенных паров, кг/м3
Плотность нефти при t=20оC,
кг/м3
Вязкость пластовой нефти,
мПа*с
Вязкость нефти при давлении
насыщенных паров, мПа*с
Вязкость нефти при нефти при
t=20оC, мПа*с
1950г.
0,79
0,79
0,85
2,19
1,97
1952г.
0,78
0,78
0,83
1,77
1,01
1953г.
0,77
0,69
0,83
2,55
2,31
1983г.
0,88
0,88
0,89
21,6
16,2
1984г.
0,88
0,87
0,89
17,7
147
1988г.
0,87
0,87
0,88
15,5
12
1989г.
0,87
0,88
0,87
0,87
0,89
0,89
41,9
31,3
8,85
31,8
-
8,57
-
-
27,9
-
24,3
-
24
-
23,9
6,79
58,3
40,8
16,5
1990г.
0,90
0,9
0,89
0,89
0,91
0,91
35,3
37,6
28,5
2
30,6
73,9
78,6
-
2010г.
0,85
0,89
6,4
2011г.
0,84
0,87
6,48
25,1
-
18,9
-
Значения плотности нефти меняются незначительно, но со временем всѐ же увеличиваются на обоих месторождениях. Газосодержание меняется неравномерно. Заметны изменения в компонентном составе (большую долю сырья составляют тяжелые
фракции). Газосодержание пластовой нефти, состав газа, плотность и вязкость дегазированной нефти в пределах региона обычно достаточно четко коррелируют между собой.
Принципиально изменение физико-химических свойств нефти в процессе разработки месторождений может быть обусловлено двумя причинами: пространственным
непостоянством их компонентного состава и изменением первоначальных пластовых
условий (таблицы 5 и 6).
Первая причина связана с процессом формирования нефтяного месторождения,
вследствие чего устанавливаются определенные закономерности распределения пластовых флюидов по площади и разрезу залежей. Вторая причина изменения свойств
нефти обусловлена техногенным воздействием на пласт и нарушением пластовых условий.
12
Таблица 5 - Изменение компонентного состава первого месторождения с начала эксплуатации до 2011 г.
Компонент
СН4
С2Н6
С3Н8
иС4Н10
нС4Н10
иС5Н12
нС5Н12
С6Н14
С7Н16
Н2S
CO2
N2
СН4
С2Н6
С3Н8
иС4Н10
нС4Н10
иС5Н12
нС5Н12
С6Н14
С7Н16
1973г. 1974г. 1979г. 2000г. 2006г. 2009г.
Доля компонента, % в разгазированной нефти
0,15
1,27
0,16
0,59
0.28
0,17
0,8
6,59
1,88
2,97
2,22
1,61
0,67
1,86
0,58
1,05
1,05
0,96
0,47
6,69
2,87
3,12
3,96
1,66
1,74
4,54
2,06
2,38
2,96
1,94
1,82
4,58
2,06
2,38
3,05
1,73
1,99
10,91
2,42
4,89
6,23
5,37
5,31
4,84
6,43
6,93
6,24
Доля компонента, % в пластовой нефти
0,4
0,2
0,1
0,01
2,69
2,82
5,36
0,8
4,85
1,07
5,53
4,7
4,27
0,39
8,41
3,9
4,64
2,7
1,92
1,91
5,3
4
9,87
5,39
4,46
4,59
7,17
5,26
2,04
1,07
1,37
1,34
1,56
0,97
6,58
3,63
3,26
4,4
3,06
2,62
4,03
2,06
3,32
2,94
1,95
1,8
3,96
1,96
2,14
2,96
1,62
1,81
9,04
2,2
4,15
5,89
4,09
4,51
4,08
6,01
5,01
5,27
2010г.
2011г.
0,18
1,37
0,73
2,9
2,7
2,78
7,98
7,23
0,67
0,46
1,88
2,07
2,18
8,04
7,08
0,06
1,62
1,89
9,23
3,18
4,97
1,19
3,44
2,42
2,3
6,29
5,64
0,42
3,86
1,7
8,35
2,45
3,26
0,79
2,31
1,84
1,82
6,37
5,58
Из табличных данных заметно, как на одном, так и на другом месторождении,
значительное снижение легких фракций (этана, пропана, бутана, пентана) в нефти по истечении определенного срока эксплуатации месторождения. Содержание более тяжелых
фракций (гептан, гексан) в свою очередь со временем возрастает, хотя ранее практически отсутствовали в добываемой нефти. Для иных компонентов нефти выявить явную
зависимость затруднительно. Они в основном варьируются от местоположения скважин
на месторождении, и можно использовать только усредненные показатели.
Таблица 6 - Изменение компонентного состава второго месторождения с начала эксплуатации до 2011 г.
Компонент 1952 г. 1953 г. 1955 г. 1975 г. 1983 г. 1984 г. 1988 г. 1989 г. 1990 г. 2010 г. 2011 г.
Доля компонента, % в разгазированной нефти
СН4
0,13
С2Н6
0,48
0,4
0,19
0,7
0,62
0,53
0,49
0,41
0,18
0,7
13
Окончание таблицы 6
С3Н8
2,91
2,46
иС4Н10
1,25
0,76
нС4Н10
3,42
5,88
иС5Н12
0,46
0,47
нС5Н12
6,37
3,7
С6Н14
5,16
С7Н16
Н2S
CO2
N2
СН4
С2Н6
С3Н8
иС4Н10
нС4Н10
иС5Н12
нС5Н12
С6Н14
С7Н16
3,72
12,87
7,52
10,06
1,85
5,13
0,66
5,37
3,21
2,95
1,13
4,93
1,31
5,6
3,92
1,44
4,17
3,42
1,1
3,17
3,57
3,69
3,06
2,42
1,52
1,25
1,93
1,24
3,86
3,71
4,41
3,81
3,55
2,9
5,78
3,54
1,81
1,72
2,18
2,92
5,64
5,01
8,05
6,98
5,93
5,41
7,13
Доля компонента, % в пластовой нефти
0,52
0,06
0,12
0,34
0,36
0,2
0,15
0,47
0,19
4,11
4,58
3,65
0,71
0,62
2,9
3,66
13,68 9,08
5,53
1,81
2,39
2,08
5,17
8,69
3,94
2,69
1,94
2,2
1,87
2,69
9
9,75
6,8
5,22
6,26
4,25
5,55
1,05
1,32
1,8
1,85
1,54
2,15
1,74
6,16
5,7
4,42
4,08
4,08
6,59
4,45
0,5
1,15
3,17
3,46
2,88
5,31
3,34
3,47
4,81
1
1,74
1,63
1,99
2,63
2,74
5,29
4,64
7,2
5,89
5,51
4,92
5,87
1,33
0,92
2,6
2,12
2,22
5,61
6,35
0,95
0,64
2,94
3,21
2,3
9,5
8,68
0,9
0,72
2,72
3,16
2,19
9,04
9,42
0,07
0,25
2,89
4,74
2,3
3,2
1,23
2,89
2,08
2,06
4,95
5,48
1,5
0,59
4,01
5,6
2,71
5,11
1,22
3,51
2,86
1,91
7,54
6,85
0,03
1,33
2,64
7,22
3,6
3,97
1,17
3,22
2,76
1,83
7,26
7,54
Проведен анализ работы одного из трубопроводов диаметром 219х8мм, протяженностью 20км, по которому перекачивались эти нефти в промежуток с 1952г. по
2011г., оснащенного двумя последовательно соединенными центробежными нефтяными насосами марки ЦНС 300-480 и получены результаты, приведенные в таблице 7.
Таблица 7 – Результаты анализа работы трубопровода
Q, м3/ч
Q, м3/с
V, м/с
Re
Σh, м
Н, м
1952год
299
0,083
2,567
50592
793.149
857,039
1990год
280
0,077
2,403
6009
1083,54
1145,14
2011год
285
0,079
2,446
22861
845,59
908,48
На основании выполненного гидравлического расчета показано, что обеспечение
требуемой пропускной способности не представляется возможным без изменения
рабочих характеристик насосного оборудования, либо параметров транспортируемой
жидкости. Последнее может быть достигнуто применением химических реагентов
снижающих
гидравлическое
транспортируемой среды.
сопротивление
трубопровода
при
перекачке
14
В третьей главе исследовано развитие и совершенствование технологий подготовки
башкирских нефтей с 1950-х годов до настоящего времени, применяемое оборудование.
Описаны отличия в подготовке девонской и угленосной нефтей.
Исследования Мавлютовой М.З. с сотрудниками ООО «БашНИПИнефть» пограничных слоев тяжелых нефтей Северо-западных районов Башкирии (нефтей угленосной толщи и тяжелой девонской нефти) на границе с различными водами (дистиллированной, пластовой, пресной) показали:
1 Все исследованные нефти на границе с дистиллированной водой формируют
более прочные пленки, чем на границе с пластовой.
2 Увеличение щелочности пресной воды для угленосной нефти приводит к возникновению адсорбционных поверхностных слоев с очень низкой механической прочностью.
3 Наиболее прочные адсорбционные слои формируются при средних значениях
рН. Влияние кислотности водной фазы на прочность пленок зависит от типа нефти
(для девонской нефти в кислой среде предельное напряжение сдвига ниже, чем на границе с дистиллированной и пластовыми водами, но выше, чем с водой в щелочной
среде; для угленосных нефтей прочность пленок оказалась наибольшей на границе с
водой в кислой среде).
Различное поведение угленосной и девонской нефтей обусловлено разницей их
физико-химических свойств. Угленосная нефть по сравнению с девонскими нефтями
содержит большее количество смол, серы, имеет более высокую вязкость, особенно
при низких температурах.
Смесь угленосных и девонских нефтей плохо поддается обезвоживанию и обессоливанию. При смешении девонской и угленосной нефти образуется трудно разрушаемая водонефтяная эмульсия. Присутствие ионов железа в девонской воде и сероводорода в угленосной воде приводит к образованию сульфида железа, который является
стабилизатором эмульсии, присутствие которого значительно осложняет процесс подготовки нефти и усиливает коррозию оборудования системы поддержания пластового
давления.
Принципиальная технологическая схема подготовки угленосных нефтей Башкирии в 1960-х годах на крупных сборных пунктах показана на рисунке 2:
15
1 - Сырьевой насос; 2 - Насос для подачи деэмульгатора на 1 ступень; 3 - Насос для подачи
неионогенного деэмульгатора на 2 ступень; 4 - Теплообменник; 5 - Паровой подогреватель;
6 - Шаровой отстойник; 7 - Смеситель; 8 - Подогреватель обезвоженной нефти; 9 - Шаровой
электродегидратор промышленной частоты; 10 - Газосепаратор
Рисунок 2 – Принципиальная технологическая схема для подготовки угленосной нефти.
1 ступень – обезвоживание термохимическим способом в отстойниках (без полок);
2 ступень – обессоливание в шаровых электродегидраторах промышленной частоты.
В 1960-х годах подготовка угленосной нефти Башкирии осуществлялась следующими способами: термохимическим под давлением; с применением электрического поля промышленной частоты в сочетании с термохимией; с применением электрического поля высокой частоты.
Для девонских нефтей промыслам была рекомендована технологическая схема
подготовки нефти, в основу которой положен термохимический способ обезвоживания
под давлением, обессоливание в шаровых электродегидраторах промышленной частоты и стабилизация нефти в тарельчатой колонне при низком давлении и температуре,
обеспечивающих дебутанизацию нефти с частичным отбором пентанов (рисунок 3) .
Современная подготовка нефти на промыслах сводится к обессоливанию и обезвоживанию в отстойниках, с применением пресной воды и реагентов. Для каждой нефти применяются свои виды реагентов-деэмульгаторов, наиболее эффективные для добываемой нефти, способные эффективно разрушать данную эмульсию.
16
1 – Теплообменник «сырая-стабильная нефть»; 2 – Отстойник; 3 – Теплообменник «дренажная
вода – свежая вода»; 4 – Электродегидратор НЗП; 5 – Паровой подогреватель нефти; 6 – Стабилизационная колонна; 7 – Конденсатор; 8 – Ребойлер; 9 – Газосепаратор; 10 – Центробежный насос
Рисунок 3 – Принципиальная схема полной подготовки девонской нефти
Поскольку со временем обводненность нефти возросла, дебит скважин упал, ставить
на каждом промысле большую установку стало невыгодно. Установки по стабилизации уже
не устанавливают в настоящее время на промыслах, поскольку нестабильную фазу, полученную после прогона через установку, реализовать практически невозможно. Установки
отличаются по своему масштабу, более прогрессивным оборудованием, качеством подготовленного сырья. Перестали использовать электродегидраторы, конструкция которых была несовершенна и экономически невыгодна. Вертикальные и горизонтальные сепараторы
модернизировались в составе блочной сепарационной установки с предварительным сбросом воды БАС, двухъемкостного гидроциклонного сепаратора, гравитационного сепаратора
с предварительным отделением газа от нефти. Различные виды поршневых насосов НГР,
НБ, 9МГР сменились на часто применяемые сейчас насосы ЦНС и винтовые, а для сред с
большим содержанием газа – мультифазные насосы. Первоначально изготавливались отстойники объемом в 80, 115, 127 м3, которые потом увеличились 200м3 с перегородкой.
Двускатная трубчатая печь и нагреватели (НН-6,3) были заменены блочными печами ПТБ и
ПП, в которых нефть подогревается путем теплообмена. В настоящее время на установках,
предназначенных для подготовки и последующей откачки девонской и угленосной нефти,
используется только метод термохимический под давлением (рисунки 4 и 5).
Рисунок 4 - Принципиальная технологическая блок-схема подготовки нефти девонского пласта
Рисунок 5 - Принципиальная технологическая блок-схема подготовки нефти угленосного пласта
18
19
Четвертая глава посвящена химическим реагентам, применяемым в процессе
подготовки нефти во времени, приведены основные характеристики некоторых высокоэффективных деэмульгаторов, их показатели эффективности в зависимости от дозировки.
Изменение физико-химических свойств нефти ведет к изменению технологических процессов и применяемых технических средств. На всем протяжении освоения
нефтяных месторождений для подготовки нефти применяли большое количество зарубежных и отечественных химических реагентов. Однако нередко свойства реагентов
использовали нерационально или использовался неудачно подобранный реагент, что
приводило к перерасходу и затрудняло получение нефти высокого качества, а также
ухудшало ее транспортировку. В связи с этим актуально исследование развития и перспектив применения химических реагентов в области подготовки нефти.
Впервые производство товарного НЧК (нейтрализованный черный контакт), как
целевого продукта в качестве деэмульгатора, было организовано в 1943 году по предложению ЦЗЛ завода (Кантор, Середа, Стром, Сенцова) и ЦНИЛ «Башнефтекомбината» (Мавлютова, Чернявская) на УНПЗ. В 1946г. НЧК стали получать на Ишимбайском
НПЗ.
Добыча эмульсионных нефтей непрерывно возрастала. На промыслах Башкирии
количество эмульсионных нефтей в 1956г. составляло 54% от добычи и в 1957г. возросло до 60%. Применялись аммиачные НЧК (предложенные Е.А. Мышкиным), которые обладали более высокой поверхностной активностью, чем натровые (Уфимский
НЧК при расходе в 1,5 раза меньше давал лучшие результаты обезвоживания нефти,
чем натровые НЧК).
Уфимский НЧК выпускался с содержанием сульфосолей около 18-20%, а Салаватский НЧК – 40-45%, т.е. в два раза концентрированнее. В процессе обезвоживания
девонской нефти расход его составляет 2-2,5кг/т, а Уфимского НЧК – 4-4,5 кг/т.
Для девонской нефти применялся аммиачный НЧК, получаемый из сырья для
пиролиза, фракции из сырья для пиролиза, фракции из легкого газойля каталитического крекинга. НЧК, полученный при сульфировании продуктов каталитического крекинга, для девонской нефти менее активен, чем НЧК, полученный из продуктов прямой гонки. Для угленосной нефти наиболее эффективным в применении был аммиачный НЧК из фракции легкого газойля каталитического крекинга.
20
За 1959-1960гг. на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах были проведены промышленные испытания неиогенных ПАВ – КАУФЭ14, УФ8, ОП-7 в качестве деэмульгатров нефтей при обезвоживании и обессолевании.
Замена НЧК на неионогенные деэмульгаторы КАУФЭ14, УФ8, ОП-7 привела к
усилению коррозии оборудования, т.к. они обладают сильной моющей способностью.
В 1960г. впервые в отрасли были проведены промышленные испытания и внедрения
деэмульгаторов нового класса НПАВ отечественного (ОП-10) и зарубежного (диссольван 4411) производства, участие в которых принимали М.З.Мавлютова, И.И.ЧанышеваАсфаган, И.Д.Муратова, В.А.Веклов. С 1962г. их стали применять на промыслах и НПЗ
страны.
В сотрудничестве с отечественными НИИ созданы деэмульгаторы, обладающие
антикоррозионноми свойствами: полиэтоксиамин, оксафор, широко известные в стране
прогалиты НМ20/40 с универсальными свойствами, ДМ 43/43 для нефтей, стабилизированных механическими примесями, серии ТМ, отечественные деэмульгаторы дипроксамин 157-65М, проксанол 305-50, проксамин 385-50, реапон 4В.
В начале 1970-х помимо диссольван 4411 широкое применение нашел диссольван 4468 (Прохинор, Прогалит, Проксамин, Сепаролы). К 1978г. от НЧК отказались совсем и ввели новый комплекснодействующий деэмульгатор-ингибитор коррозии
Ное Е 1877-4. В связи с тем, что с 1975г. ассортимент применяемых деэмульгатровреагентов значительно сократился, это позволило стабилизировать работу установок
нефти, подобрать оптимальные технологические режимы, исключило срывы технологических режимов.
В 1980-х годах внедрили технологию обезвоживания и обессоливания смеси разносортных нефтей, содержащих сероводород и ионы железа с применением хелатообразующих реагентов. В 1982 году были внедрены для подготовки девонских нефтей прогалит
ДМ 43/43 с удельным расходом 50-60 г/т нефти. Для подготовки угленосной нефти внедрили ГМ 20/40 по своим свойствам схожий к сепаролу 25WK с удельным расходом 70 г/т
нефти. Для улучшения технологических качеств и возможного улучшения деэмульгирующей способности стали рассматривать оксафор 43. В качестве растворителей были взяты
ксилол, метанол, метанол + вода в соотношении 3:1, изопропанол и нормальный бутанол.
Наибольшей деэмульгирующей способностью из оксафоров обладали 50% растворы в ксилоле и в метаноле, но и они менее эффективны, чем эталонный деэмульгатор диссольван 4468. В нефтяной промышленности с 1983 г. осуществлялся перевод отраслевой подго-
21
товки нефти на работу с отечественными деэмульгаторами взамен импортных. В 19861987гг. внедрена технология стабильной подготовки товарной нефти высокого качества,
основанная на использовании эффекта внутритрубной деэмульсации в системе сбора.
В 2001г. для разрушения эмульсии в системе сбора рекомендововалось применять деэмульгаторы Дауфакс ДВ-02 и Прогалит ГМ 20/40.
В настоящее время добываемая нефть имеет большую обводненность и может
достигать порядка 98-99%. Были выявлены наиболее эффективные химические реагенты на основе неионогенных ПАВ, такие как Дисольван 4411, Сепарол WF-41,
Servo 5348, Visco К-З-Е и отечественные Дипроксамин-157-65 М, Проксамин 385-50,
Реапон 4в, Проксанол 305-50, способствующие улучшению качества подготовки нефти, ряд новых эффективных и экономичных реагентов-деэмульгаторов серии марки
СНПХ, разработаных в ОАО «НИИнефтепромхим», с различными характеристиками и
областью применения, таких как СНПХ-4410, СНПХ-4480, СНПХ-501, СНПХ-4705,
успешно используемых в различных регионах России и в частности в Башкортостане
(таблица 8).
Таблица 8 - Основные характеристики некоторых высокоэффективных деэмульгаторов
Деэмульгатор
Массовая доля
активного вещества, %
СНПХ-4315«L»
СНПХ-4315«D»
СНПХ-4315«К»
45-55
45-55
Не менее58
СНПХ4410
СНПХ-4460
СНПХ-4460
«К»
СНПХ4705А
СНПХ-4480
СНПХ-4480
«К»
45-55
45-55
80-90
45-555
45-55
Не менее58
80
70
Не опред.
Кинематическая вязкость
при 20оС, мм2/с
не более
Плотность при
20оС, кг/м3
60
70
Не опред.
20-50
20-50
300-370
920-980
890-970
930-1050
910-980
910-970
Не опред.
8501050
910-970
930-990
Температура застывания, оС не
выше
-45
-45
Не опред
-50
-45
Не опред.
-45
-50
Не опред.
22
При оценке эффективности деэмульгаторов наиболее важными параметрами являются:
1 Расход реагента на 1 тонну эмульсии;
2 Время разрушения эмульсии;
3 Количество солей в нефти после отстоя и обводненность;
4 Влияние температуры на скорость разрушения эмульсии.
Схема подбора и испытания деэмульгаторов разработана в «Модульнефтегазкомплект» показана на рисунке 6.
Рисунок 6 – Схема подбора и испытания деэмульгаторов
Потребление зарубежных деэмульгаторов уменьшилось настолько, что к примеру в 2006 году доля потребления деэмульгаторов российского производства увеличилась до 95,4%. При этом удельные расходы на приобретение деэмульгаторов сократились на 48%.
23
Выводы
1 На примере Республики Башкортостан проведен анализ развития технологий подготовки нефти при добыче в период с 1950-х годов до настоящего времени.
2 Установлено, что в процессе эксплуатации нефтяного месторождения добываемая
нефть изменяет свои свойства и состав. Показано, что такое изменение свойств нефти
требует изменения технологий подготовки нефти на промыслах Башкирии, а также замены технических средств.
3 Проведенный анализ эксплуатации технологических трубопроводов показал, что
изменение свойств нефти в процессе добычи требует замены насосно-силового оборудования, поскольку насосы, установленные на первом этапе эксплуатации месторождения, не обеспечивают требуемые условия на последующем периоде эксплуатации
месторождения.
4 Показано, что изменение свойств нефти во времени требует изменения типа деэмульгатора при подготовки нефти.
5 Показано, что для улучшения подготовки нефти необходимо осуществлять замену
реагентов - деэмульгаторов. При этом из-за увеличения обводненности удельный расход
реагентов, подаваемых в систему сбора на промыслах, непрерывно растет, а удельный
расход реагентов на установках подготовки нефти сокращается, за счет подогрева, отстоя
и более продолжительного контактирования.
Содержание работы опубликовано в 12 научных трудах, в том числе:
- в ведущих рецензируемых научных журналах, выпускаемых в РФ, в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ:
1.
Ковда Д.А.(Теплова Д.А.) Изменение физико-химических свойств нефтей при
добыче ( на примере месторождений РФ) и влияние их на процессы подготовки и
транспорта / Д.А. Ковда , Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и
углеводородного сырья. – 2013. -№1. – с. 9-12.
2.
Ковда Д.А.(Теплова Д.А.) Улучшение процессов подготовки нефти на промыслах Башкирии для дальнейшей транспортировки / Д.А. Ковда, Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2014. -№1. – с. 30-33.
3.
Теплова Д.А. Специфика подготовки нефти в Башкирии / Д.А. Теплова,
Б.Н. Мастобаев // Нефтегазовое дело. – 2015. -№3. – с. 22-25.
24
- в материалах различных конференций:
4.
Ковда Д.А.(Теплова Д.А.) Изменение физико-химических свойств нефтей при
добыче (на примере месторождений РБ) и влияние их на процессы подготовки и транспорта / Д.А. Ковда // 63-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и
молодых ученых УГНТУ: Сб. материалов конференции/ УГНТУ. - Уфа, 2012. – Кн.1 –
с.32.
5.
Ковда Д.А.(Теплова Д.А.) Причины изменения физико-химических свойств нефтей в процессе добычи и дальнейшее влияние этих свойств на развитие новых технологий подготовки и транспортировку по трубопроводам / Д.А. Ковда, Б.Н. Мастобаев //
Трубопроводный транспорт – 2012: Материалы VIII Междунар. учеб.- науч.- практ.
конф. / УГНТУ. – Уфа, 2012. – с.65-57.
6.
Ковда Д.А.(Теплова Д.А.) Наиболее эффективные деэмульгаторы, применяемые
в процессе подготовки нефти на промыслах Башкирии / Д.А. Ковда // 64-я научнотехническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ: Сб. матер. конф. / УГНТУ. – Уфа, 2013. – Кн. 1. – С. 28-29.
7.
Ковда Д.А.(Теплова Д.А.) Применяемые деэмульгаторы в процессе подготовки
нефти в Республике Башкортостан с целью улучшения дальнейшей транспортировки
сырья /Д.А. Ковда, Б.Н. Мастобаев// Трубопроводный транспорт – 2013: Материалы ХI
междунар. учеб.- науч.- практ. конф. / УГНТУ. – Уфа, 2013. – с. 83-85.
8.
Ковда Д.А.(Теплова Д.А.) Применение деэмульгаторов в процессе подготовки
нефти в Республике Башкортостан для улучшения процесса транспортировки сырья
/Д.А. Ковда, Б.Н. Мастобаев // Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: Материалы ХIII междунар. науч. конф. (5-6 дек. 2013 г. г. Уфа). – Уфа, 2013. – С. 128-130.
9.
Ковда Д.А.(Теплова Д.А.) Как изменялись реагенты в процессе подготовки нефти в Башкирии /Д.А. Ковда, Б.Н. Мастобаев // Рассохинсие чтения: материалы международного семинара (6-7 февраля 2014 года). В 2 ч. Ч. 1/ под ред. Н.Д. Цхадая. – Ухта:
УГТУ, 2014.- С 147-150.
10. Ковда Д.А.(Теплова Д.А.) Изменение технологий подготовки нефти во времени
из-за изменения физико-химических свойств нефтей при их добыче / Д.А. Ковда // 65-я
научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ:
Сб. матер. конф. / УГНТУ. – Уфа, 2014. – Кн. 2. – С. 70-71.
11. Ковда Д.А.(Теплова Д.А.) Изменение технологий для подготовки башкирской
нефти (1950-2014 г.г.) /Д.А. Ковда, Б.Н. Мастобаев // Современные проблемы истории
естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: Материалы
ХIV междунар. науч. конф. посв. 75-летию академика АН РБ, проф. Д.Л. Рахманкулова, г. Уфа, 23-25 сен. 2014 г. – Уфа, 2014. – С. 84-86.
12. Ковда Д.А.(Теплова Д.А.) Подготовка нефтей Башкирии к транспорту /Д.А. Ковда// Трубопровоный транспорт – 2015: Материалы Х междунар. учеб.- науч.- практ.
конф. / УГНТУ. – Уфа, 2015. – с.119-121.
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа