Затем нагревают так, чтобы скорость конденсации дистиллята в приемник была от 2 до 5 капель в 1 с. Перегонку прекращают, как только объем воды в приемнике-ловушке не будет увеличиваться и верхний слой растворителя станет совершенно прозрачным. Время перегонки не менее 30 и не более 60 мин. Определяют объем воды, собравшейся в приемнике-ловушке, с точностью до одного верхнего деления занимаемой водой части приемника-ловушки. Массовую долю воды в процентах вычисляют по формуле, где V0 — объем воды в приемнике-ловушке, см3;m — масса пробы, г;V — объем пробы, см3. Содержание в воды нефти в объемных процентах вычисляют по формуле, где V — объем воды, собравшейся в приемнике-ловушке, см3;н — плотность нефти при комнатной температуре, г/см3m — навеска нефти, взятая для испытания, г. Подбор реагента осуществляется, как правило, эмпирически. 5. Результаты применения деэмульгатораDecleave™ S-1251 В настоящее время подготовка нефти на многих месторождениях сопровождается комплексом проблем, обусловленных высокой вязкостью и малой подвижностью нефти, высокой температурой ее застывания (21−25 °С). Это приводит к снижению эффективности работы скважин, систем сбора и транспорта нефти. С целью повышения качества товарной нефти и воды были проведены опытно-промышленные испытания деэмульгатораDecleave™ S-1251.
По сравнению с базовым деэмульгатором СНПХ 7963 деэмульгаторDecleave™ S-1251 показал высокую эффективность (рис. 5.1).Рис. 5.1 Испытания эффективности деэмульгаторов.
При его использовании нефтяная фаза после деэмульсации характеризовалась низким остаточным содержанием воды, уменьшилось количество недоразрушенной эмульсии и, как следствие, сформировалась более четкая граница раздела фаз в отстойниках. По результатам лабораторных испытаний деэмульгаторDecleave™ S-1251 был рекомендован к проведению опытно-промышленных испытаний (ОПИ) на объекте ОАО «Северноенефтегаз».С началом подачи деэмульгатораDecleave™ S-1251 после приемного коллектора на месторождениях через 4 суток содержание воды в нефти в контрольной точке (РВС-1 на отметке 4 м) уменьшилось до 0,2%, что привело работу установки в регламентируемый режим. После запуска установки дозирования химических реагентов (УДХ) суммарная дозировка деэмульгатораDecleave™ S-1251 составила 41 г/т. Содержание воды в контрольной точке составило 0,4%, в товарной нефти на выходе с установки — 0,2%.За время ОПИ контрольные показатели подготовки нефти улучшились, среднее остаточное содержание воды в подготовленной нефти в последние 14 суток составило 0,15%, что свидетельствует об эффективности деэмульгатора. При этом ни начало ОПИ в момент нестабильной подготовки нефти, ни вывод из эксплуатации КСУ, ни обработка КСУ кислотой не привели к ухудшению работы установки и качества товарной нефти. Это свидетельствует об универсальности деэмульгатораDecleave™ S-1251.
Заключение
.
Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период (МРП) работы скважин из-за обрывов штанг в штанговых скважинных насосных установках (ШСНУ), пробоев электрической части установок электропогружного центробежного насоса (УЭЦН) вследствие перегрузок погружного электродвигателя (ПЭД). Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предварительный сброс воды на УПС. Однако наибольший рост энергои металлоемкости связан с необходимостью разрушения стойких эмульсий и имеет место в системах подготовки нефти. Как было сказано выше, вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсий повышается. Это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на месторождениях.
Второй, наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах ее добычи является высокая стоимость транспорта пластовой воды. Транспорт обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа В/Н выше, чем чистой нефти. Так, вязкость безводной нефти Ромашкинского месторождения при 15 0С в три раза ниже, чем ее эмульсии, содержащей 20% воды. Вязкость эмульсии на данном месторождении, содержащей 5 и 20% воды, составляет соответственно 17 и 33,3 сСт, т. е. возрастает в 2 раза. При увеличении содержания воды в нефти на 1% транспортные расходы возрастают в среднем на 3 — 5% при каждой перекачке. Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов. Обезвоживание нефти на месторождениях — лишь первый этап ее подготовки к переработке, так как присутствие в нефти воды, солей и механических примесей в тех количествах, которые остаются в нефти после обезвоживания на месторождении, отрицательно сказывается на процессах переработки нефти и на качестве получаемых нефтепродуктов. Так, например, для большинства нефтей Урало-Поволжского региона содержание хлористых солей при количестве остаточной пластовой воды в нефти 0,5% составляет 1000 — 1200 мг/л, а в нефти, поступающей на переработку, содержание солей не должно превышать 5 — 10 мг/л.
Список литературы
1.
Хафизов А. Р., Сбор, подготовка и хранение нефти. Технология и оборудование/
Чеботарев В. В.,
Пестрецов Н. В.,
Шайдаков В. В.,
Лаптев А. Б.,
Бугай Д. Е.,
Емельянов А. Н.,
Каштанова Л. Е.,
Чернова К. В. / Учебное пособие. 2002. 553 с.
2. Левченко Д. Н., Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения/ Коледова Г. И., Пантелеева Л. А., Юрьев Е. Н., Хохлова Л. Е. / М.: Химия, 1967. — 200 с.
3. Тронов В. П. Промысловая подготовка нефти. Монография. Казань: Фэн, 2000 — 416 с.
4. Пархоменко В. Е. Технология переработки нефти и газа. Москва-Ленинград: Гостоптехиздат, 1953. — 460 с.
5. Маркин А. Н., Нефтепромысловая химия: практическое руководство / Низамов Р. Э., Суховерхов С. В. / Владивосток: Дальнаука, 2011 — 288 с.
6. Гамарник Р. Г. Обезвоживание и деэмульсациянефтей на промыслах. Баку:
Азнефтеиздат, 1951 г.
7. Буглов Н., Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / Карпиков А., Качин В. / Учебное пособие для студентов, магистрантов. — Иркутск.:ИрГТУ, 2014. — 222 с.
8. Лутфуллин М. Ф., Результаты применения деэмульгатораDecleave™ S-1251 на Малоичском месторождении ОАО «Северноенефтегаз» ТНК-ВР / Мухамадиев А. А., Агниев С. В., Юнусов А.И./Нефтяное хозяйство. № 5, 2009, стр. 94−96 — Режим доступа:
http://www.mirrico.ru/articles/neftyanoe_xozyaistvo-5.pdf свободный9. Саттарова Э. Д., Подбор реагентов-деэмульгаторов для глубокого обессоливания нефти / Фазулзянов Р. Р., Елпидинский А. А., Гречухина А.А.// Вестник Казанского государственного технологического университета. — 2011. — № 10. — С.165−168.
10. Плохова С. Е., Изучение влияния анионных и катионных ПАВ на деэмульгирующую эффективность неионогенных ПАВ / Саттарова Э. Д., Елпидинский А. А. // Вестник Казанского технологического университета. — 2012. — № 16. — С.39−40.
