Новые решения при подготовке нефти
и подтоварной воды для ППД на УПСВ
и подтоварной воды для ППД на УПСВ
Малыхин И.А.,
Пилипенко О.В., Совка С.М.
ООО «НПФ «Модуль»
Из названия — «нефтедобывающая компания» видно, что их основная цель — добыть нефть из недр. И на это направляются основные силы и средства компаний — бурение километровых боковых стволов, ГРП, ОПЗ, МУН и т.д. и т.д. Но при этом на подготовку нефти и воды внимание не достаточное. И это заблуждение, приводящее к скрытым много миллиардным убыткам, и не только добычников, но и нефтепереработчиков. Добычники, как правило не догадываются, или игнорируют, как их ругают подготовщики нефти, когда к ним приходит комплекс водонефтяной эмульсии осложненный химией применяемой при бурении, ГРП, МУН, ОПЗ, эмульгаторами, чтобы удержать взвеси бурового раствора и пропанта, нефтекислотных эмульсий, присадками против отложения солей, парафинов и многих других. При подготовке нефти, ее не кондиционная часть, осложненная водо — нефтяная эмульсия возвращается обратно на вход установок, на доподготовку, увеличивая затраты и снижая пропускную способность установок, увеличивается парк отстойников, для разрушения пром. слоев закупаются дорогостоящие электродегидраторы, триканторы, не качественно подготовленная вода увеличивает затраты на ППД, снижает КИН. На нефтеперерабатывающих заводах из-за хлор органических соединений (ХОС) (влияние кислотных обработок скважин, в отличии от других стан в России разрешено принимать нефть с завышенным содержанием ХОС — 6 ppm)
раньше времени выходят из строя установки, увеличивая себестоимость бензинов, продукции.
раньше времени выходят из строя установки, увеличивая себестоимость бензинов, продукции.
В настоящее время для разделения водо-нефтяной эмульсии (рис. 1), при подготовке нефти и воды на УПСВ, УКПН применяются классические схемы подготовки:
• нагрев водо-нефтяной эмульсии;
• подача ПАВ «деэмульгаторов»;
• отстой в резервуарах;
• электродегидраторы.
• нагрев водо-нефтяной эмульсии;
• подача ПАВ «деэмульгаторов»;
• отстой в резервуарах;
• электродегидраторы.
Рис. 1. Фото обратной эмульсии «вода в масле». Концентрация нефти вокруг капель воды, препятствующая их объединению
Как правило, на каждом объекте применяются «свои» деэмульгаторы, подобранные для данной ДНС, УПСВ, УКПН. Однако через какое-то время они перестают работать, и Заказчик вынужден искать и подбирать, перебирать более эффективные ПАВ. Операторы на УПСВ, УКПН значительную часть «некондиционной» нефти из конечной точки подготовки вынуждены возвращать в «голову» процесса для повторной подготовки, часть сложной эмульсии копится в «пром. слоях», перегружая емкостной парк. Это касается в первую очередь подготовки нефти. Из литературы по химии известно, что любой ПАВ, попадая на поверхность раздела фаз (нефть в воде или вода в нефти), снижает поверхностное натяжение глобулы (нефти или воды) и способствует объединению капель (нефти или воды). При этом в одних источниках технической литературы ПАВ «обзывают» «эмульгатором» — самые распространенные ПАВ, в других «деэмульгатором».
На самом деле ПАВ одновременно и «эмульгатор» и «деэмульгатор», он перераспределяет энергию поверхностного натяжения образуя крупные и очень мелкие капли. И это признают производители деэмульгаторов, показывая на «дегустации» какой процент эмульсии разделился, а какой перешел в более мелкую. Чем меньше объем капли, тем больше ее поверхность к объему — именно из них образуются самые стойкие «пром. слои», которые сложно разделить. Зачастую, перед сдачей нефти, обводненность ее в норме (0,5 %), а содержание солей превышено (150 мг/литр) Эти соли как раз и сосредоточены в мелкодисперсной эмульсии.
При этом, на подготовку подтоварной воды на УПСВ и УКПН уделяется значительно меньше внимания и усилий. Глубина очистки подтоварной воды недостаточна. В отличие от взвешенных веществ (т.в.ч.), глобулы нефти в подтоварной воде имеют широкий диапазон размеров, так как дисперсность нефтяных глобул определяется концентрацией водо- и маслорастворимых ПАВ, а также они легко дробятся под воздействием силовых полей (в электродегидраторах) и физико-химическими свойствами воды и нефти. Это приводит, с одной стороны, к кольматации пласта и уменьшению коэффициента извлечения нефти (КИН), с другой стороны — к загрязнению водных объектов нефтью, тяжелыми металлами, сероводородом. (Назаров В.Д., Назаров М.В.,
Гузаиров И.Ш. и др. Подготовка подтоварных вод для использования в системе ППД низкопроницаемых коллекторов нефти // Нефтегазовое део. 2017. № 6. С. 35–56.)
Гузаиров И.Ш. и др. Подготовка подтоварных вод для использования в системе ППД низкопроницаемых коллекторов нефти // Нефтегазовое део. 2017. № 6. С. 35–56.)
Исследования показали, что если концентрация механических примесей и остаточной нефти в воде, закачиваемой в пласт, превышает 50 мг/литр, то всего за один год приемистость каждой нагнетательной скважины снижается в два раза, при этом энергозатраты на поддержание пластового давления на проектном уровне увеличиваются. В этих условиях возрастают операционные затраты и стоимость владения системой ППД за счет увеличения количества операций кислотной обработки призабойной зоны скважины и стоимости потреблённой электроэнергии насосными агрегатами КНС. Снижение КИН на 1 % (при начальном 30 %) на месторождении при добыче 5 млн тонн приведет к потери 150 тыс. т/год нефти и прямым убыткам около 4,5 млрд. рублей!
Кроме того, кислотные обработки пласта с различными присадками, в свою очередь ведут к заражению нефти хлор органическими соединениями. Таким образом, плохая подготовка воды ведет к колоссальным убыткам, но не дооценивается нефтяниками.
Кроме того, кислотные обработки пласта с различными присадками, в свою очередь ведут к заражению нефти хлор органическими соединениями. Таким образом, плохая подготовка воды ведет к колоссальным убыткам, но не дооценивается нефтяниками.
Решение есть!
Известно, что для создания нефтяной эмульсии, состоящей из смеси несмешивающихся жидкостей нефть — вода, т.в.ч., газа, необходимо провести работу с затратой энергии. Т.е. рабочие колеса ЭЦН, вращаясь на больших скоростях, работают как миксер, перемешивая нефть, воду и газ, получают эмульсию. При этом в самой нефти, а так же в попутной воде присутствуют как природные эмульгаторы (в нефти — асфальтены), так и внесенные в процессе подготовки нефти и воды, например полимеры в систему ППД, деэмульгаторы (ПАВ) для снижения вязкости эмульсии при перекачке нефти со скважин до УПСВ, а так же при подготовке нефти на УПСВ, УКПН, при ОПЗ, ГРП, и т.д. Таким образом при образовании в процессе подъема и перекачке по трубопроводам водогазонефтяной эмульсии затрачивается определенная энергия. При этом в эмульсии на границе раздела фаз образуется двойной электрический слой и концентрируется кулоновский заряд. Общей электростатической составляющей всей совокупности неоднородности, которой является эмульсия.
В нашем случае эмульсия состоит из капель нефти, воды, пузырьков газа, твердых взвешенных частиц, окруженных двойным электрическим слоем и имеющих электростатическое взаимодействие между ними (частицами, нефти, воды, газа, т.в.ч.).
Например, в обратной эмульсии капли воды в нефти окружены сольватами
нефти (рис 2). И двойной электрический слой на границе раздела фаз на внешней стороне имеет заряды одной полярности (например+), которые препятствуют объединению капель воды и отстою в резервуарах. При чем, чем меньше капля, тем больше поверхностный заряд двойного электрического слоя, тем сложнее ее оттуда извлечь, тем более стойкая эмульсия.
Например, в обратной эмульсии капли воды в нефти окружены сольватами
нефти (рис 2). И двойной электрический слой на границе раздела фаз на внешней стороне имеет заряды одной полярности (например+), которые препятствуют объединению капель воды и отстою в резервуарах. При чем, чем меньше капля, тем больше поверхностный заряд двойного электрического слоя, тем сложнее ее оттуда извлечь, тем более стойкая эмульсия.
Рис. 2. Частицы с высоким одноименным зарядом
На сегодняшний день существующие технологии разделения эмульсии так же предполагают внесение дополнительной энергии: подачи реагентов — «деэмульгаторов», дополнительный нагрев эмульсии, электродегидраторы (подача напряжения до 20 тысяч вольт), применения декантеров (центрифуги), и т.д., где опять идет внесение дополнительной энергии. Метод применения деэмульгаторов для «разрушения эмульсии», известен как метод «обращения фаз» — дестабилизации одного вида эмульсии за счёт стабилизации другой. Необходимость применения ряда других методов «доразрушения» эмульсии, после применения деэмульгатора, тому подтверждение. Действие ПАВ-ов характеризуется «снижением межфазного поверхностного натяжения», с целью стабилизации эмульсии, что является основным и научно-обоснованным принципом эмульгаторов. Этот же принцип «снижение межфазного поверхностного натяжения» заявлен у деэмульгаторов. С этим и связана необходимость подбора оптимальной дозировки, а последствия передозировки хорошо известны — увеличение агрегативной стойкости оставшейся не разделенной части эмульсии — так называемый «промслой».
Причиной повышенного содержания эмульгированной нефти в сточной воде — является применение деэмульгаторов, это указано в РД 39-0147103-302-88 «Руководство по технологии очистки нефтепромысловых сточных вод с использованием химреагентов» (1988 г.). Поэтому официально за рубежом признано, что технологий, обеспечивающих требующего качества подготовки «подтоварной воды» нет.
Согласно нашей разработке, мы, в отличие от вышеперечисленных «традиционных» методов разделения эмульсии не затрачиваем дополнительную энергию, а наоборот — снимаем наведеный потенциал с потока эмульсии, проходящей через нашу установку УППДС на установленные в нем и работающие по определенному алгоритму, через блок управления, специальное устройство.
При этом нет необходимости «подбирать» тип реагента, его концентрацию, складировать запасы реагента и т.д. Результат работы УППДС по нефти (рис. 3)
При этом нет необходимости «подбирать» тип реагента, его концентрацию, складировать запасы реагента и т.д. Результат работы УППДС по нефти (рис. 3)
Рис. 3. Обводненнось нефти на выходе до и после применения УППДС Е1
Реализация технологии УППДС осуществляется методом установки оборудования способом — «байпас» к линии прохождения подготавливаемой эмульсии после ступени газосепарации. Оборудование не имеет создающих сопротивление движению жидкости элементов (рис. 4).
Рис. 4. Обвязка УППДС на УПСВ по байпасной схеме
Технология прошла испытания на объектах Заказчиков и полностью подтвердила свою эффективность (рис. 5).
Рис. 5. Действующая установка УППДС на одном из УПСВ
На выходе УПСВ, и на стоящем за ним УКПН были получены результаты по значениям
воды-нефти и солям близкие, а зачастую и соответствующие нормам сдачи нефти как «товарная»,
1 категории (0,5 %), а для воды — соответствующие (не на бумаге) «Проекту разработки» для данных типов коллекторов 20–50 мг/литр, при снижении подачи «деэмульгаторов» на 50–80 %.
Наши технологии — Ваша прибыль!
воды-нефти и солям близкие, а зачастую и соответствующие нормам сдачи нефти как «товарная»,
1 категории (0,5 %), а для воды — соответствующие (не на бумаге) «Проекту разработки» для данных типов коллекторов 20–50 мг/литр, при снижении подачи «деэмульгаторов» на 50–80 %.
Наши технологии — Ваша прибыль!
Малыхин Игорь Александрович, директор,
Пилипенко Олег Владимирович, технолог,
Совка Сергей Марциянович, инженер ПТО,
ООО «НПФ «Модуль», Лениногорск, Россия
Пилипенко Олег Владимирович, технолог,
Совка Сергей Марциянович, инженер ПТО,
ООО «НПФ «Модуль», Лениногорск, Россия
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (855) 222-12-84