Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Подготовка нефти на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах 8
1.1 Причины образования нефтяных эмульсий 9
1.2 Методы разрушения нефтяных эмульсий 11
1.3 Процессы подготовки нефти
1.3.1 Сепарация 22
1.3.2 ОБезВоживание 25
1.3.3 ОБЕССОливание 27
Глава 2 Изменение свойств нефти в процессе добычи
2.1 Параметры определяющие физико-химические свойства нефти. Влияние изменения свойств нефти на нефтяные эмульсии 41
2.2 Анализ изменения физико-химических свойств нефти 53
2.3 Влияние изменения свойств нефти на параметры работы трубопровода 57
Глава 3 Технологии подготовки нефти на месторождениях Башкирии 61
3.1 Зарождение процессов подготовки нефти в 1950-е годы 61
3.1.1 Подготовка нефти на промыслах 68
3.1.2 Подготовка нефти на заводах 78
3.2 Раздельная подготовка угленосных и девонских нефтей в 1960-е -1990-е годы 88
3.3 Раздельная подготовка угленосных и девонских нефтей с 1990-х годов до настоящего времени 99
3.4 Оборудование для подготовки нефти и газа 114
Глава 4 Применение химических реагентов в РАЗЛИЧНЫЕ периоды эксплуатации нефтяных месторождений 144
4.1 Химические реагенты, применяемые В 1940-е- 1960-е года 144
4.2 Химические реагенты, применяемые В 1960-е- 1980-е года 146
4.3 Химические реагенты, применяемые В 1980-е-2000-е года 150
4.4 Химические реагенты, применяемые В настоящее время 150
Выводы 158
Литература 159
- Процессы подготовки нефти
- Анализ изменения физико-химических свойств нефти
- Подготовка нефти на заводах
- Химические реагенты, применяемые В 1960-е- 1980-е года
Введение к работе
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 е 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 е 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».
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-научно-практическая 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.
Процессы подготовки нефти
Предварительное РазделЕние продукцИИ скВажин предусматрИВает СепАРацию НЕфти от газА И также СбрОС пластОВОЙ водЫ НА МЕСторождении, НЕ свЯзанноЙ В эмульсию.
НаиБолеЕ ВажнОЙ из причин ОБезвожиВания НЕфти В РайОнах ее доБычи ЯвляетсЯ выСОкая стОИМОсть транСПОрта пластовоЙ Воды. ТРанСПОРТ ОбвоДНенНОЙ НЕфти ДОРожает НЕ только В Результате перекачки ДОполнительных ОБЪЁМОВ жидкости, ЗА счет пластОВОЙ воды СодержащЕйся В НЕФти, но И Вследствие того, что вязкоСть ЭМУЛЬсиИ тиПА водА В НЕфти выше, ЧЕМ чистоЙ НЕфти. При увелИчении содержания ВОды В НЕФти НА 1 % транспортные Расходы при каждоЙ ПЕрекачке ВозрастаюТ В срЕднеМ НА 3-5 %.
Отделение свободной воды ЦелеСООбразно ПроВОдить И для ПРедотвращЕНия ПОвторного диспЕргирОвания ПРОМЫслОвыХ НЕФтянЫХ сиСтем, стабилизАЦИИ втоРичных Эмульсий, умЕньшения коРроЗИИ трубОпроводоВ И промыслОВого ОБорудОвания, повыШЕния производителЬНОсти установоК подготОвки НЕфти, снижения НагрузОК НА отстойники, Сепараторы, НасОСноЕ ОБорудовАНие, ПЕчи И ПОВЫСить их ЭксПлуатационную надежность.
ПРИ ЗначительноЙ ОБВодНЁННОСти НЕФтегазОВЫХ смЕСЕЙ ЭМулЬСии харАКтеРизуютсЯ ОПРЕделеНноЙ Неустойчивостью, спОСОБНОСтьЮ К Расслоению. ПОскольку НЕФть Может удержать опрЕделЕНное количество ВОды, отБОР последНЕЙ НА промыслах следует ОсуЩЕстВлять ДИФференцированно ВО ВСех точках технологическоЙ схеМЫ, где онА выДеляетсЯ В виде свОБОднОЙ фазы.
ПредварительнЫЙ СБроС водЫ ЯВЛЯетсЯ СОставляющеЙ ОБщего процЕССА ОБезВожиВания нефти. В технологическоЙ ЦЕпи ПОДготоВки НЕФти В ЗавИсимОсти от МЕстА ОсущЕствлЕния предварительного СБРОСА водЫ выделяют: ПУТЕВОЙ СБрос; ЦЕнтралиЗОВанный СбрОС, котоРЫЙ ОсущЕствляется НА устанОВках ПРедвАРительного СбрОСА ВОды (УПСВ), ДожиМНЫХ НасОСНЫХ станциях (ДНС), отстойнИках И ПРедШЕСтвует отделЕнию ВОды НА УстанОВках ПОдготовки нефти. СБроС ВОды НА ДНС ОсущЕстВляется ПОД изБыточным давлением, КотОроЕ ОбеспечИВает трансПОРТ газОНасЫЩЕНноЙ НЕФти до узлоВ ПОдготовки И второЙ ступенИ Сепарации.
Для ПРЕДВарИтельного ОБезВоживания ИСПОльзуюТ горячиЙ отстой НЕфти, гравитационный отстОЙ НЕфти И термОхимические Методы.
ПО технологиИ НаибОлее ПРОСТ ПРОЦЕсс гравитационного отстоя: Нефтью ЗаполняЮТ РЕЗЕРвуары И ВыдержиВаюТ ОПРЕделенное врЕМЯ (48 часОВ И Более). ВО ВРЕМЯ ВыдеРжки ПРОисходят ПРОцеССЫ коагуляции капель ВОды, При КотОРЫХ БолеЕ крупные И тяжелые капли ВОды ПОД деЙСтвИем сил тяжести (гравитацИИ) ОСЕДаюТ НА дно И скаплиВаются В Виде слоя ПОдтоварноЙ воды.
Однако гравитацИОНный ПРОЦесс отстоя холодноЙ НЕФти - НЕдоСтаточно ЭФФЕктивный МетОД ОБезВожиВания НЕФти И МалОПРОИЗводительный, Поэтому ПРИМЕняЮТ горячий отстоЙ ОБВОднЕННОЙ НЕфти, При котором ЗА счет ПРедвАРительного НагревА НЕФти до теМпературы 45-70С Значительно ОблЕгчаются ПРОЦЕССЫ коагуляЦИИ капЕль ВОды И усКОРяетсЯ При отстоЕ ОБезВОживание нефти. Малая ЭФФЕктивноСть являетсЯ НЕдоСтатком гравИтациоННЫХ МетодоВ ОБезвоживания.
НаибОлее ЭФФЕктивНЫ Методы термОхимические, Сочетающие В СЕбе доБавление ДеэмулЬгатороВ И подогрев. ДЭ В Виде НЕФтеВОдореагентной ЭМульсии ввОдят В НЕБолЬШих количествах от 5-Ю до 50-60 Г НА 1 Т нефти. СОДЕржание актиВНОго ВЕЩЕствА В ЭМульсИИ 1-2 % Весовых. ДЭ готоВИтся по слЕдующеЙ технологии: В смЕСитель РЕагентного блока ПОДается С НасОсов внешнеЙ откачки ОБезвоженная (С содержанием ВОды до 10 %) НЕфть И КОНЦЕнтрИроВанный реагент. В смЕсителе ОбразуетсЯ НЕФтеводореагентная Эмульсия. ДЭ ввОдится во входные трубОпроводы ДНС, УПСВ, При РаботаЮ 27 щеЙ установке ПРедварИтельного СбрОса пластовоЙ ВОды, ПЕРЕД ПЕРвоЙ ступЕНЬЮ СЕпарации.
ДеэМульгаторы адсорбируЮтсЯ НА ПОВЕрхноСти РазделА Фаз "нефть-ВОда" И ВытеСНяют или ЗамЕняЮТ МЕнее ПОВЕрхнОстнО-активные ПРиродные ЭМульгаторы, содержащИЕся В жидкости. Пленка, ОбразуюЩаяся НА ПОВерхнОсти капель ВОды, НЕпрочная, ПОЭтоМУ Мелкие капли слИВаются В крупные (ко-алЕСценция), которые В свОЮ очерЕдь легко ОСЕДаюТ НА дно Резервуара.
СКорОсть термохимического ОБезВожиВания И его ЭФфективНОСть ЗНачИтельно ПОВЫШается ЗА счет ОблЕгчения ПРОЦЕСса коалеСЦЕНции капель ВОды, путеМ снижения вязкоСти НЕФти При нагреве.
Внутренняя транспортировка нефтей И подготовка скважинной продукции серьёзно осложнены процессами выпадения неорганических солей из попутно извлекаемой воды. Отложения чистых углекислых или сульфатных солей редко встречаются. Большинство отложений представлены основными компонентами (карбонат кальция (САСОЗ); сульФат бария (BAS04); сульфат кальция (гипс CAS04-2Н2О И ангидрит CAS04)), различными примесями (сульфат стронция (SRS04), карбонат стронция (SRC03), карбонат бария (ВАСО3), карбонат магния (MGC03), хлорид натрия, сульФат радия), продуктами коррозии (окислы железа FE203, сульфид железа FES2), механическими примесями И примесями других солей.
В воде больше всего содержится хлористых солей, до 80-90 % от общего содержания солей. Ионы растворённых солей содержащиеся В пластовой воде: анионы (ОН ; CL ; SO4 ; СО3 ; НСО3); катионы (Н+; К+; NA+; MG2+; СА2+; FE3+); ионы микроэлементов (I; Вг); коллоидные частицы, нафтеновые кислоты И их соли.
В ЗависИМОсти от группового СОставА СолЕЙ ПРОисходит Интенсивность их отложения. НА Основании, ПРОВЕденнЫХ В одноМ из НГДУ Башнефти, ИСследОВаний класСИФИЦирован СОстав отлОжений по скважиНам И ВЫделены трИ ОснОВНЫХ вида:
Анализ изменения физико-химических свойств нефти
Более выСОкие ЗНачеНия ВЕличин ПОВерхностного Натяжения НА границе С пластовоЙ НЕФтью, от 7 до 14 МН/М ИМЕет хлоркальциевый тип ВОД (жесткие пластовые ВОды, кислые по ПРИроде) И от 14 до 23 МН/М ИМЕет МОРСкая ВОДА НА границе С нефтью.
СНижая ПОВерхнОСтнОЕ Натяжение, Эмульгаторы ПРИДаюТ системе НекОторую киНЕтическую устоЙчивость (оказыВает стабилизирующее действие). ВысОкоВязкие НЕФти ОБРазуюТ НаибОлее стОйкие Эмульсии, ПОСкольку ПовЫШЕННая вязкость диСПЕрсионноЙ срЕды ПРепятствует столкнОВенИЮ глобул ВОды И их укрупнению.
Так как ЭМулЬСия - термодинамичеСкая Неустойчивая система, ИМЕющая БолЬшую свОБОдноЙ ЭнергиеЙ (ИСклЮчение являютсЯ Самоэмульгирующиеся системы С Низким Межфазным Напряжением). Для НЕФтянЫХ ЭМульсий ВажНым ПОказателем являетсЯ их устойчивость, то Есть спОСОБность не РазДелятЬся НА НЕфть И Воду В течение опрЕделеНного Времени. ПроБлеМА устойчивоСти РасСМотренА во МНогих Работах[1,13,73,85,104,108,121]. СущЕстВует три ВИда устойчивости: 1) СедиментацИОННая Или киНетИчеСкая - ОСедание Или ВсплЫВание КапЕлеК ДИСперсНОЙ Фазы (СоздаетсЯ только В Разбавленных Эмульсиях); 2) КОАГУЛЯЦИОнная или агрЕгатиВНая - ОБРазОвание агрЕгатоВ частиц, диСПЕРСноЙ Фазы В ОБъеМЕ дисперСНОЙ среды; 3) ПО ОТНОШЕНИЮ К коалЕСценции - слияНИЕ МелкиХ капель В крупные С выделением ВЕщеСтва ДИСПЕрсноЙ фазы В гоМОгенный слОЙ (В КОНЦентрирОВанНых И В РазБавлеНных Эмульсиях). [1]
КласСификацИЯ НЕфтЕЙ по склонНОсти К ОбразОванию ЭМулЬСий РазлиЧНОЙ степЕни устойчивости, В Зависимости от их химико-физических свОйств выПолняется С ЦЕлью ПРОгнОЗироВанИЯ ОснОВНЫХ ПРОЕктиРуеМЫХ техНологичеСкиХ ПараметрОВ термохимичеСкоЙ ПОдготовки НЕФти (прЕдварительного СбрОСА ВОды И окончательного ОБезвоживания): удельного Расхода ДеэмульгА-тоРА И теМпературЫ Процесса. Кроме того, К ПроЕктиРуеМым Параметрам Мож 50
но также отнЕСти ВРЕМЯ отстаивания (врЕМЯ ПРЕБывания НЕФти Или ЭМулЬСии В аппарате-отстойнике). ЭмульсиОнность НЕФтеЙ ЗавИСИТ от СодержанИЯ В неЙ стабилизатороВ ВОдонеФтянЫХ Эмульсий, плотнОсти И вязкости.
НА образование И устойчивость водонефтяных эмульсий оказывают влияние многие факторы (способ добычи, соотношение объемов нефти И воды, продолжительность И интенсивность контактирования И Т.Д.). Вследствие этого НА одном И том же промысле И даже участке встречаются различные эмульсии.
Число РазНОВИдностеЙ ЭМулЬСий увЕличиваетсЯ также по МЕре ЗаводнЕНия МЕстоРождеНИЯ ПРЕСНОЙ ВОдой, ЗакачиваемОЙ В пласТ, В Целях ПОддержАНия давления, ПРОВЕдеНия киСлотнЫХ ОбработоК ПРизабОЙНОЙ ЗОны пласта, гидравлического РазРывА или ИЗОляциоНных И РЕМОНтных РабОТ, С ПРимЕНЕнием РазлИчнЫХ РЕагеНтоВ (продавОчная жидкость, ЦЕМЕнтная суспЕнзия) [65].
ПЕрсиянцевым М.Н. РасСМотренА класСИФИкация ВодОНЕФтяНЫХ ЭМулЬсиЙ по устойчивости К Расслоению, В котороЙ ИСПОльЗуетсЯ РазнОСть плотнОстеЙ ВОды И НЕФти - АР. Процесс РазДеления ЭМулЬСий характеризуетсЯ как труднорасслаиваеМЫЙ (200-250 кг/М3), Расслаиваемый (250-300 кг/М3), легко Расслаиваемый (300-350 кг/М3).
Принятие ОБОБщенноЙ класСифИкации НЕфтеЙ по Эмульсивности НЕфтяНЫМИ компаниямИ, НаучнО-исследовательскиМИ И ПРОЕктнымИ Организациями будет стИМулиРОвать спецИалистоВ ИСПОльзОвать ПРОгреССивные технико-технологичеСкие РЕШЕНия При ПРОектиРОВанИИ НОВЫХ И РЕКОНструкции ДЕЙствуюЩих ОБъектоВ ПОДготоВки НЕфти [108].
УстойчивОсть НЕФтяНЫХ ЭМульсИЙ В БолЬшоЙ стеПЕни Зависит И от физико-хиМИчеСких свОйств НЕФти, ВелИчины глобул ВОДЫ, СОСтава И Содержания В НЕЙ легкиХ фракций углеводородоВ, ЭМульгатороВ И стабилизатоРОВ Эмульсии, но И от количества, кислотно-щелочноЙ срЕды И МИнерализацИИ пластовой ВОды. ВЗаимодействия СолЕЙ пластовоЙ ВОды С ПРироднымИ стабилизаторам Может влиять НА устойчивоСть МинералиЗации ВОдноЙ Фазы НЕФтяных ЭМулЬсий. Влияние Это коСВЕнное, через Создание химических СОедИНЕний С ПоляРНЫМИ коМПОНЕнтамИ НЕфти [88]. В РабОте [86] МИНерализацию ВОды 50%-НЫХ ЭМулЬСий МЕняли Путем ДОБавления ВОды ДИстиллИРОванноЙ В пластовую. При Этом СодЕржание ДИстиллИРОВанноЙ ВОды В СолевоМ Растворе СОставляло от 0 до 100 %. ДЛЯ МНОгих НЕфтЕЙ увелИчение МинералиЗации ПривОДит К РОСту устоЙчивоСти ЭМулЬсии.
ПРИ киСлоЙ И НЕйтральНОЙ РЕакциях ВОды (РН 7) адСОРБЦионные слоИ НА глоБулах ВОды жесткие, твердообразные, создающее стабИлизирующее действие ЭМулЬСИИ тиПА В/Н. В щелочной среде (РН 7) создаются жидкоОбраз-ные пленки И устойчивость эмульсиИ уменьшается. При дальнейшем изменении рН, до сильнощелочноЙ среды, Наблюдается резкоЕ уменьшение величины Межфазного натяжения, что приводит К обращению фаз И образованию эмульсии прямого типА Н/В.
ВЕЛИчиНА рН ВОды влияеТ НА РЕолОгические свойствА БРОНирующих ОБолочек: чеМ Больше Эта ВЕличина, теМ МЕНьше устойчивость Эмульсий. Стойкость ЭМульсИЙ ЗавИСИТ свОЙств НЕФти И ВОды И других ФактОроВ систЕмы: ВЕличин соДержания ВОды И газа, гидродинамического РежимА И др.
НЕФть С НЕБОльшим СодЕржанИем ВОды Создает БолЕЕ стОйкие Эмульсии. С РОстоМ СодержанИЯ ВОды стОйкость ЭМульсИЙ уменьшается. С увеличением ОБЪЁМНОЙ доли газОвоЙ Фазы ЭмулЬгирование РастеТ до Значений - газ спОСОБствует ДроБлеНию капель ВОды И ПЕРемешиванию. При Значительных ЗНачЕНиях доли газА В Потоке ЭМульгирование снижается, скорЕЕ ВСЕго, Это связано СО структурным Режимом потока.
Устойчивость нефтяных эмульсий типА "вода В нефти" со временем увЕличивается. В процессе старения ЭМульсиИ на глобулах Воды растет слой ЭмульгаторА увеличивается его Механическая прочность. ПОВерхностнО-активные ВеществА создают структурнО-Механические Барьеры Вокруг капель дисперсноЙ фазы, которые обладают Более высокоЙ вязкостью И прочностью. При столкновении глобул не Осуществляется их коалесценция причиноЙ является наличие прочноЙ гидрофобноЙ пленки. Для соединения глобул Воды неОбходимо пленку разрушить И Заменить ее гидрофильным слоем поверхностно-активных веществ. СМолы создают Более слабые пленки, нежели асфальтени И порфирины, которые Образуют наиболее прочные твердообразные пленки Поэтому В слиянии со смоламИ асФальтены дают жидкообразные пленки. ТемПературА оказыВает ЗначительноЕ влИяние НА ПРОЦЕСС старения Эмульсий. При увелИчеНии температуры вязкость систЕмы умЕньшается, В МЕнеЕ вязкоЙ срЕде ПРоисходит РОст ПОдвижноСти частиц дисперСНОЙ фазы ЗА счёт броунОВского ДВИжения, что ПриВОдиТ В свОЮ очерЕдь К РОсту частоты столкновений, также умЕньшаетсЯ МеханИЧЕСкая ПРОчность адСОрбционных Защитных, брОНИРующих ОБолочек. Всё Это ПриВОдиТ К умЕньшениЮ агрЕга-тиВНОЙ устойчивоСти И коалеСЦЕНции капель.
Старение ЭМульсИЙ В Начальный ПЕРИОД быстро ПРотекает только срАЗУ ПОсле ИХ ОбразОВания, А Затем Заметно замедляется. СТарЕния ОБРатной ЭМульсии Зависят от такиХ ПараметроВ Как СОстав И свойств НЕФти, пластОВОЙ ВОды, услоВий ОбразОВания Эмульсии. Пластовая МИНЕРализОванная ВодА Создает С НЕФтьЮ оченЬ устойчивые И быстро стареющие Эмульсии, чем ПРЕСНая ВОДА [88].
НА Электродеэмульсацию, Значительно оказыВает влИяние вязкоСть И плотнОСть Эмульсии, ДИСПЕрсность И ОбвОдненность, Электропроводность, А также ПРОчнОсть адСОРБИРОВанНЫХ ОБолочек. ОснОвным фактоРОМ является НапряженнОсть Электрического поля. ЭЛектрОдеЭМулЬСаторы В РабОтаюТ на токах ПРОМышленноЙ частоты 50 ГЦ, реже НА ПОстоянном токе И СовСЕМ РЕДко НА токах ВЫСОкоЙ частоты. Напряжение НА ЭлектрОДах ДеэМулЬСатороВ колеБЛетсЯ В диапазОне от 10000 до 45000 В [111].
Подготовка нефти на заводах
ПОскольку НА ОБРазОВание И устойчивоСть ВОДОНЕФтяНЫХ Эмульсий, как опИСано В главе 2, оказыВаюТ влияние МНОгие Факторы (спОСОБ доБычи, СООТНОшение ОбъемОВ НЕФти И ВОды, ПродолжительноСть И ИНтеНСИВноСть КОНТактиРОВанИЯ И Т.Д.), то НА ОднОМ И том же ПроМысле И даже участке Встречались Различные Эмульсии.
ЧИсло РазНОВИднОстеЙ ЭМульсий увЕличилось также по МЕре заводнения МЕстоРОждеНИЯ ПРЕСНОЙ ВОдой, закачиваемОЙ В пласТ, В ЦЕлях ПОддержания давления, ПРОВедеНИЯ киСлотнЫХ ОбработОК ПризабОйнОЙ зоны Пласта, гидрАВлического РазРыва или изоляЦИОННЫХ И РЕМОНтнЫХ РабоТ, С ПримЕнением РАЗличнЫХ РЕагентов (ПРОДавОчная жидкость, ЦЕМЕнтная суспЕнзия) [65].
Мавлютовой М.З. С сотрудниками ООО «БашНИПИнефти» были выявлены В работе НПУ (нефтепромысловой установки) следующие недостатки [58]:
1) НЕ отРабОтаны БЫли технологические РежимЫ ЭлектрООбезвожИ-ВаюЩих устанОВОК И не ПОДОБран ОптиМалЬНый РасхоД РЕагентоВ как НА ЭЛЕК-трООБезВожиВаюЩих установках, так И НА теплО-хиМИчеСкиХ установках. КАчество ОБезВожиВания ЭлектрИчеСкими спОСОБами НаходилоСЬ ПОчти НА одном урОвне С качеСтвом ОБезвожиВаниЯ теплО-химическим спОСОбом, В то врЕмя как У ЭЛЕктРИчеСких спОСОБОВ было Больше ВОЗМОжноСтей для улучШЕНИЯ КАчестВА ОБезВожиВания нефти.
2) НЕудовлетворительно ИСПользОВались ИМЕющиЕСЯ НА ОБезвоживАЮЩих устанОвках контрОльнО-измерительные приборы: РЕгулятоР теМПЕРатУры, РЕгулятоР ДавлЕНия (ПРОМЫСЕЛ №2); РЕгулятоР уроВНЯ В ДЕгидраторах ЭЛОУ-НЗП И отстойНИках ВысОкого давлЕНия НА ЭЛОУ-МНИ. НА ОБезвожиВаюЩих устанОвках НЕ было счетчикоВ Пара, ВОды, Электроэнергии, ПозволяЮЩих ОБЪЕктивно судить О РасхОДНЫХ ПОказателей установок. ЕСли НЕкоторые из указанНЫХ счетчикоВ ИМелись, то они НахоДилИсь В НЕисправности.
3) НЕ ИСПОльзОвались ИМЕЮщиеСЯ НА ЭЛОУ-НЗП стабИлизационная устанОВКА С СамОго НачалА свОЕго ВозНИкноВЕНия (С ИЮля 1954 года), В то же врЕМЯ как стабилизацИОнная установка МОгла Несколько умЕНьшить ОБщиЕ ПОтеРИ легких фракций НЕФти НА прОМЫслах НПУ. 4) НЕ ИСПОльзОвались дренажные ВОды ПОСле ОБезвожиВающих УстАНОвоК, НЕСМОтря НА значительное СОдержание В них деэмульгаторов.
5) КОнденсат ПОсле ПарОподогрЕвателей ОБезвожиВающих установоК СбрасыВался В канализацию
6) ОБезВОживающие устаноВки часто Работали НА снижеНноЙ ПРоиЗВодительности ИЗ-ЗА Выхода из строя теплоОБМЕнников И ПаропОдогревателей ВслЕдствие коррозии.
7) НЕ НА ВСех ПроМЫслах ВЕлсЯ учет ИСтиННЫХ ПОтерь НЕФти ВознИкаюЩих В ПРОцеСсе ОБезвоживания. ВЕЛИЧИНА ИстиННЫХ Потерь, ВознИкающих В Процессе ОБезвоживания, Оставалось для ПРОМЫслов НЕизвЕстной, что ПРИВодИло К БездеЙствию В НапРавлении умЕньшения Этих потерь.
Режим РабОты установки ЭЛОУ-НЗП НА ПроМысле часто МЕнялся, ВслЕдствие ПЕРЕМЕННОЙ Нагрузки ЭлектрОдегидратороВ ПОдачи НА устанОвку сыРОЙ НЕФти С содержанием ВОды В ПреДелах от 1 до 30 %.
Для устранЕНИЯ указаннЫХ НЕдоСтаткоВ В деле ПОдготоВки НЕФти НА ПРОМЫслах НПУ ПТО были ПРИНяты следующие решения:
1) ПТО НПУ СовМЕстно С ОБслужиВающим ПЕрсОналом ОБезвоживАЮЩих выяВили оптиМального РасхоД РЕагентоВ НА ОБезвожиВаюЩих УстанОВках ПРОМыслоВ НПУ С ЦЕлью улучшения ВСех ПОКазателЕЙ РабОты установок, В частноСти снижения РасходоВ НЧК, теплоЭнергии, ПОтери НЕФти И легких фракций её И др.
2) Для ВыявлЕНИЯ ИСтиНныХ потерь НЕФти В Процессе ОБезвоживания, С Целью умЕньшения ИХ Величины, НА каждом ПроМысле организовали: стрОгий учет КолИЧЕствА сыРОЙ НЕфти, ПОступающеЙ НА ОБезВоженную установку, И КолиЧЕствА ОБезВожеННОЙ НЕфти, ПолучЕННОЙ С установки, для чего НЕОбхОдимо установили систематичеСкиЙ лабораторный контроль ЗА качеством СЫРОЙ НЕфти, ПОСтуПающеЙ НА ОБезВоженную установку, И товарноЙ ОБезвоженНОЙ НЕФти по Содержанию В НИХ ВОды, СолЕЙ И МеханичеСкиХ ПРИМЕсей, более тщательное определение удельного ВЕСА И замеров урОВня В Резервуарах. 3) Заменили трубчатые пароподогреватели НА пароподогреватели «труба В трубе», В связи С тем, что трубчатые пароподогреватели, используемые НА промыслах для нагрева нефти, были подвержены сильной коррозии И часто выходили из строя; НА каждом промысле изготавливали пароподогреватели «труба В трубе» В собственных механических мастерских, руководствуясь при этом опытом Ишимбайского нефтеперерабатывающего завода. В результате этого появилась возможность Возврата конденсата после пароподогревателя В котельную, Т.К. В этом случае конденСат не подвержен частому загрязнению нефти.
4) НА каждоМ ПроМысле ПроВерялась Возможность использоВания отстОЙНЫХ ВОД С Целью ЭконоМИИ НЧК И щелочи.
5) УФНИИ СОВМЕстно С РабОтникамИ ЦНИЛ а ПроВОдил Работу по выявлЕНИЮ Наиболее ЭФфективного НЧК (ПО его деЭМульгируЮЩЕМУ ДЕЙствию НА ОПРЕДеленный виД НЕФти) из ВСех РазНОВИдноСтеЙ НЧК, ПОставляЕМЫХ НА Базы НПУ, А также ПРОИЗВОдиМЫХ НЕФтеПЕРЕРабатыВающимИ ЗаводАМИ УНПЗ И ИНПЗ И Т.Д.
ПО данНым Краснокамского Завода, К ПРИМЕРУ для ОБезВожиВания туй-МазинскоЙ НЕФти НаиБОлее ЭффЕктивным оказался НЧК, ВЫпуСкаеМый УФИМскиМ НЕфтеПЕРЕРабатывающим Заводом.
НА Рисунке 14 ПОказана ПРИНЦИПИальная схемА ПОдготоВки НЕФти И стОчнОЙ ВОды ПроМысла НГДУ «ИШИМбайнефть». НЧК ПОДавалсЯ здесь СамОтеком из МерНОго БочкА 11 из РасЧетА 1,5-2кг НА тонну ОБВОдненноЙ НЕФти при ПОМОщи ПОплавкового уровнеМЕра И Вентиля 12. РЕЗЕрвуары 7, 8 СОЕдинены ПОследовательно, так как При их НЕПРЕРЫВНОЙ РабОте ОсущЕстВлялСЯ ПОстоянНый урОВень ВОды В ОБОих РЕЗервуарах-отстоЙНИках И тогда станОВилсЯ УстрАНЕнным ПЕриодическиЙ коНтакт внутРЕННих ПОВЕрхностей стенОК РезЕРВуарА С Воздухом. В ПроцеСсе ЭксплуатацИИ Металлические РезЕрвуарЫ 7, 8 ПОдвергАлись СерОВОДОРОдноЙ коРроЗии, В связИ С чеМ Было НЕОБходимо соОружение железОБЕтонныХ РезервуарОВ или ПОкрытие ВнутреннеЙ ПОверхноСти МеталличеСкиХ Защитным слОЕМ от СероводорОднОЙ коррозии. БуфЕрную емкость также ПРедПОчтительно изготавливалась из желеЗОбетона или дерева.
Химические реагенты, применяемые В 1960-е- 1980-е года
НА ОснОве Работы Работающих систем СБорА прОдукции скважин МЕстОРождений ОАО «АНК «Башнефть» МОжно сделать ВывОД О том, что путевоЙ сброС ВодЫ целесообразно ОсущЕствлять НА НЕфтяных МЕсторождениях, РаспОложенных НА СевЕре, северО-Западе республики. СтратегичеСки правильнОЙ является РЕализация путевОго СбрОСА ВОды С центральноЙ точкоЙ сборА Продукции скважин НА УПС И организацией транспОрта ОБезвоженнОЙ НЕфти НА установку ПОдготоВки нефти НА НЕфтяных Месторождениях центральной И ЮжноЙ частей. СтратегичеСки ПРавилЬНОЙ является организация Предварительного СбрОСА ВОды С транспортоМ БезводноЙ нефти НА северо-ВОсточных НЕФтяных МЕсторождеНиях РБ, А также НА ВСех МЕсторождениях, удаленНых от УПН.
МетоД оперативного контроля ЗА расходом деэмульгатороВ В системе сбОра И подготовки нефти разработанный И широко внедряется НА промыслах АНК "Башнефть", которыЙ позволяет предотвратить перерасход дорогостоящих РЕАгентов. Предложен для применения Метод оценки совместимОсти деэмульгатора С химическиМИ реагентами, ПрименяемыМИ прИ сборе И подготовке нефти [14].
В Настоящее ВРЕМЯ ПодготОвкА НЕФти НА ПроМЫслах свОдитсЯ К ОБЕСсо-ливанию И ОБезвОжиВанию В отстойниках, С ПРИМЕНением ПРЕСНОЙ ВОды И РЕАгентов. Для каждоЙ НЕфти ПРимЕняются свОИ ВИды РЕагентоВ-деэмульгаторов НаибОлее ЭФФЕктивНых для ДОБываемОЙ Нефти, споСОБНые Эффективно РазрУшать данную Эмульсию. Подают реагенты до газОСепараторов И депульсаторов, так как происходящие В них процЕСсы разгазирования И МасСООбмена способствуют распределению деэмульгатора В Объеме нефти И разрушению защитных оболочек глоБул ВодЫ [70].
УВеличение ЭФФЕктивноСти блокоВ ПОДготоВки НЕфти ОснОвыВаетсЯ на ПРавИльноМ ПОдборе Режима движеНИЯ ЭМулЬСии от НасОСОВ до отстойНОЙ АППаратуры, ОБЕСПЕчением ПерЕД входоМ В отстойную апПаратуру укрупнения капель пластовоЙ ВОды ЗА счет ПРИМЕНЕНия каплЕОБразователей, для каждой ступЕни по ВОЗМОжности, являющихсЯ Самым ПроСтым И НаиБОлее ЭФФектиВНым средствоМ увЕличения ПроизВОдительноСти апПаратуры И углубления ПРОЦЕССА ДеэМулЬСации НЕФти [123].
ПРИ РасслоЕнии НЕФтянЫХ ЭМулЬСИЙ В емкостном ОборуДОВании МИКРОкрИсталлы Парафина, смОлы И асФальтеНЫ концЕнтрируЮтсЯ НА Межфазной ПОВЕрхности, что В конечном Итоге Может ПРИВЕсти К ОБРазОВанию ПРОМежУточнЫХ слоев. ПроМЕжуточнЫЙ слОЙ умЕНЬШаеТ ЭФФЕктивность РабОты ЕМкостного ОБоруДОВания, Содержащий МНОго количество Парафинов, смол, ас-ФальтЕноВ И МеханИчеСкиХ ПРИмесей, снижая их Полезный ОБЪЕМ И ПРедотвращая дренИРОВанИЮ отделяЕМОЙ ВОды [18].
ГлавнымИ причинами образования промежуточных слоев является наличие В эмульсиях механических примесей И сульфида железа, для борьбы С которыми разработаны специальные меры. Причиной образования промежуточных слоев Могут быть И применяемые деэмульгаторы, причем более вероятно гидрофобные, так как высокая концентрация их В системе. С высоким содержанием воды В нем (до 10%) наибольший объем промежуточного слоя по исследованиям Гречухиной А.А., Садриева А.Р., Фаррахова А.Р. был при использовании реагентов Дипрок-самин 157, Проксамин 385, Лапрол, Сепарол 5084, Рекод 752, Рекод 758. Получали при применении реагентов LVL, СНПХ 4315, Полинол небольшой объем прОМежуточного слоя С малым содержанием воды В нем (до 3%) [102].
Предлагается споСОБ предотвращения создания промежуточных слоев для Разрушения слоя стойкоЙ эмульсии С МинимальнымИ затратами, устранения ОДного из источников образования нефтяных шламов, увеличения надежности НЕпрерывного технологического процЕсса разделения эмульсиИ В отстойниках, МЕтодом обработки нефтяной эмульсии переменным электромагнитным полем низкой частоты (до 50 ГЦ), включающим Подачу эмульсиИ В резервуар, подачу обработанноЙ продукции НА вход Резервуара И Обработку удаленного из Резервуара промежуточного слоя электромагнитным полем И [18]. Этот споСОБ позволяет эффективно обрабатывать Всю эмульсию, Находящуюся В резервуаре, С МиниМальнымИ затратами.
В дальнейшем будут ПРОИЗВОдить Работы по ВыхОдноМУ контрОлю КАчества ПОкрытий емкОстей И трубопроводоВ, В связИ С МасСОвым ПЕРеходоМ В АНК "БашНефть" НА коррозионно-стойкие емкостное ОБОрудОВание И труБОПроводы. НачинаюТ функциониРОвать аттЕстоВанные лаборатории РадИационНОго коНтроля качЕстВА товарноЙ НЕФти, ОбъЕктоВ НЕФтедобычи, ПОтерь УглЕВОдородов. НА Содержания хлороРганичеСкиХ СОедИНЕний В товарных нефтях будет ПроВЕДенА аттЕстацИЯ лабОРатории .Продолжены РабОты В Области ПОИСка НаибОлее ЭФФЕктивного ассортиМЕНта ИНгибитороВ коРРОЗИИ И отечЕствЕнных деЭМулЬгаторов, А также ЭФФЕктивноСти их дозировок.
ПО РЕкоНСтрукции систеМ СБОРА И ПОдготоВки НЕфти будет ПроВОдится ДальНЕЙшая РабОта будет свОдиться К следующему: - В РайОнах доБычи НЕФти углубление сбрОСА пластовоЙ ВОды; - РайОнах СбрОСА ВОды ПРЕдварителЬНая ПОдготовкА нефти; - ПОВЫШЕние качЕствА стОчнОЙ воды.
УВеличение доли отЕчественных деэМулЬгаторов, их коНкуРентнОЙ спОСОБНОсти С ЗарубЕжнымИ деэМулЬгаторамИ НаиБОлее ПЕРСПЕктивное НапРавлЕние дальнейших НаучнО-исследовательских работ.
В дальнейшем по кардинальноЙ реконструкции систем нефтесбора, ПодгОтовки нефти И поддержания пластового давления выполняется И предстоит ВЫполнить значительный Объем работ, что связано С уменьшением Металлоемкости при уничтожении товарных парков, Переход на перекачку газонасыщенных ВО-донЕфтяных эмульсий МультифазныМИ насОсамИ различной модификации.
Солидный "задел" НА перспективу представляют современные научные разработки института. Основные научные направления, на которые направлены научные приоритеты, являются: применение герметизированных технологических схем совмещенной трубной нефгеводоподготовки В технологии подготовки нефти И воды .НА различных временных этапах были И провалы И успехи В отрасли подготовки нефти. НО ошибки учитывались И С течением времени методы усовершенствовались, подстраиваясь под меняющиеся свойства добываемой нефти. Результатам являются хорошие показатели добычи башкирских нефтей И их переработке 14].