Композиционный деэмульгирующий состав для системы сбора и промысловой подготовки высоковязкой продукции нефтяных скважин тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

Хамндуллнна Фарнда Фариговяа

КОМПОЗИЦИОННЫЙ ДЕЭМУЛЬГИРУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ПРОМЫСЛОВОЙ подготовки ВЫСОКОВЯЗКОЙ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

02.00.13 - Нефтехимия

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 з МАЯ 2014

Казань —201 ^

005549371

005549371

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Казанский национальный исследовательский технологический университет»

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук, профессор Газшсв Айдар Алмазович

Гильмутдинов Амир Тимнрьяновнч, доктор технических наук, профессор кафедры технологии нефти и газа федеральной) государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Уфимского государственного нефтяного технологического университета» Суфиянов Ракип Шайхиевич, кандидат технических наук, доцент кафедры техники переработки отходов и техносферной безопасности федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Московского государственного машиностроительного университета»

Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ТатНИПИнефгь) открытого акционерного общества "Татнефть" имени В.Д. Шашика

Защита состоится 27 июня 2014 г. в 1 Iй часов на заседании диссертационного совета Д 232.080,05 при ФГБОУ ВПО «Казанский национальный исследовательский технологический университет» (420015, г. Казань, ул. К.Маркса, 68, Зал заседаний Ученого совета-каб, 330).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Казанский национальный исследовательский технологический университет» н на сайте www.kstu.ru

Автореферат размешен на сайте Министерства образования и науки Российской Федерации.

Автореферат разослан «¿О» <Л£СкА 2014 г.

Ученый секретарь диссертационного

совета Д212.080.05, кандидат химических наук — М.В. Потапова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. На поздней стадии эксплуатации месторождений физико-химические и реологические параметры продукции схзажин значительно меняются: повышаются плотность и вязкость нефти, уменьшается газовый фактор, увеличивается содержание пластовой воды, природных эмульгаторов и механических примесей. Такое изменение параметров продукции нефтяных скважин приводит к существенному повышению стойкости водонефтяных эмульсий.

Современные проблемы разрушения промысловых эмульсий, стабилизированных механическими примесями, выдвигают дополнительные требования к деэмулыаторам. Помимо основных эксплуатационных свойств они должны обладать дополнительно эффективными смачивающими, моющими и пептези-рующими свойствами. С этой целью, как компоненты композиционных составов, применяется широкий ряд известных поверхностно-активных веществ (ПАВ) - продуктов нефтепереработки и нефтехимии. Однако они не всегда являются эффективными в условиях постоянного изменения свойств к состава нефтяной продукции, что исключает универсальность их использования на зз-лежах и месторождениях, которые эксплуатируются достаточно длительное время с момента разработки. Следовательно, требуется расширение ассортимента дезмульгирующих составов.

На месторождениях, вступивших в позднюю стадию эксплуатации, из-за существенного изменения физико-химических и реологических свойств нефти, требуется разработка и внедрение современных технико-технологических решений а системе добычи, сбора, подготовки и транспортировки продукции екзажик. Несовершенство технологических схем на мелких месторождениях влечет за собой и другие негативные процессы, такие как не качественная очистка воды от нефтепродуктов и неорганических взвесей, что в свою очередь обуславливает возникновение технологических потерь нефти. Поэтому весьма актуальной является также проблема исследования и определения Ееличин технологических потерь углеводородов.

Работа выполнена в соответствии с планом Программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 гг. (Закон Республики Татарстан № 7-ЗРТ от 13.01.2007 г.).

Целью диссертационной работы является разработка комплекса мероприятий в технологии промысловой подготовки продукции скважин, вступиг-ших в позднюю стадию эксплуатации нефтяных месторождений.

Для достижения поставленной целя необходимо было решить следующие задачи:

* Изучение физико-химических и реологических свойств продукции скважин различных месторождений Республики Татарстан, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

• Сравнительные исследования деэмульгирукяцей эффективности и моюще-смачивающей способности существующих импортных и отечественных де-эмульгаторов и химических реэгентоз по отношению к нефтяным эмульсиям месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

• Разработка нового эффективного композиционного многофункционального дезмульгатора с высокими поверхностно-активными свойствами, обеспечивающего интенсификацию и повышение эффективности разрушения стойких водонефтяных эмульсий месторождений на завершающей стадии эксплуатации.

• Разработка промысловой технологии подготовки продукции нефтяных скважин с применением композиционного дезмульгатора и эффективных технологических аппаратов, обеспечивающих исключение образования стойких промежуточных слоев, а также качественную очистку сточных вод для сокращения технологических потерь ценного углеводородного сырья для нефтехимии.

• Проведение промысловых испытаний разработанного композиционного дезмульгатора в новой технологии промысловой подготовгш продукции нефтяных скважин.

• Разработка усовершенствованной методики выполнения расчетов технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах с целью вовлечения дополнительного количества добытой нефти в товарные поставки.

Научная новизна:

. Установлено, что с увеличением температуры от 20 до 60°С скорость смачивания CAB на подложке (глина) неионогенными деэмульгаторами снижается, а смачивающе-могащими ПАВ и текстильно-вспомогательными веществами, среди которых наиболее предпочтительным является Синтанол AJIM-10 (смесь этоксилированных спиртов фракции Сц.и), — возрастает.

. Выявлена концентрационная зависимость относительного моющего действия ряда веществ и установлено, что среди исследованных ПАВ наибольшую моющую способность при удалении углеводородов с поверхности частиц мехпри-месей проявляет анионактивный алкилбегоолсульфонат натрия в области критических концентраций мицеллообразования, который также имеет низкое значение краевого угла и высокую скорость смачивания CAB, выделенных из состава исследованных нефтей.

. Обнаружен неаддитивный характер зависимости и синергетический эффект деэмульгирующего действия композиционного состава ПАВ-реагаггов от соотношения компонентов, обеспечивающего эффективное разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий, стабилизированных частицами механических примесей, предварительное и глубокое обезвоживание высоковязких нефтей с удалением неорганических взвесей, а также дренирование сточных вод с низким содержанием нефтепродуктов.

. Теоретически обосновано и экспериментально установлено, что тринатрий- и триполифосфат при соотношении 1:1 совместно с растворителем" (кубовый остаток производства метилцеллозольва) повышают эффективность смачивающе-моющее действия смеси ПАВ (РЭНТ, Синтанол АЛМ-10 и Сульфанол) и интенсифицируют процесс деэмульсации высоковязких нефтей. Практическая значимость:

• На основе теоретических и экспериментальных исследований разработан многофункциональный композиционный деэмульгатор ДЭН. Деэмульгатор прошел опытно-промышленные испытания и рекомендован для подготовки

продукции скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений, в частности, на УПСВ Тумутукского месторождения.

, На базе разработанной технологии подготовки продукции скважин построена и введена в эксплуатацию Тумутукская УПСВ. Технология рекомендуется для внедрения на других месторождениях с аналогичными условиями эксплуатации нефтепромысловых объектов.

. Усовершенствованная методика выполнения расчетов технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах широко применяется нефтегазодобывающими предприятиями и малыми нефтяными компаниями РТ. • Технология позволяет сократить технологические потери нефти за счет повышения эффективности процесса деэмульсации и улучшения качества подготовки высоковязкой нефтяной продукции с применением современных технологических аппаратов.

Личный вклад автора состоит в формулировке и постановке целей и задач исследований, обработке существующих литературных данных, проведении лабораторных и промысловых исследований, реализации способов их решения и систематизации полученных данных. Результаты представленных исследований получены непосредственно самим автором или при его непосредственном участии.

Апробация работы: результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всероссийской молодежной конференции с элементами научной школы Казанского национального исследовательского технологического Университета (кафедра ХТПНГ, г. Казань, 24-25 ноября 2011 г.), на Научной школе с участием молодых ученых и специалистов ФГБОУ ВВО КНИТУ (г. Казань, 15-20 сентября 2012 г.), обсуждались на научно-техническом совете ООО УК «Шешмаойл» (г. Альметьевск, 27 января 2012 г.), на научно-техническом совете ООО «Тагнефть-Геология» (г. Альметьевск, 20 августа 2013 г.).

Автор выражает свою искреннюю благодарность д.т.н., профессору Ха-мидуллину Р.Ф. кафедры общей химической технологии КНИТУ за помощь в разработке и выборе методологии проведения экспериментов гл,3, технологического оборудования гл.4 и обсуждении результатов диссертационной работы.

Работа выполнена на кафедре химической технологии переработки нефти и газа ФГБОУ ВПО «Казанский национальный исследовательский технологический университет» в соответствии с планом Программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 гг. (Закон Республики Татарстан Jfe 7-ЗРТ от 13.01.2007 г.). Отдельные разделы диссертационной работы выполнялись в ООО «НПФ Иджат».

Публикации работы: по теме диссертации опубликовано 15 статей, 1 тезис-доклад.

Структура и объем диссертационной работы:

Диссертация изложена на 155 страницах, состоит из введения и 4 глав, основных результатов и выводов, терминов, применяемых в диссертационной работе, списка литературы, включающего 151 наименование. Работа иллюстрирована 25 рисунками и содержит 19 таблиц, 4 приложения.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы, выбранной для исследований, сформулированы цели, задачи, раскрыты научная новизна и практическая значимость диссертационной работы, представлены основные положения, выносимые на защиту,

В первой главе проведен аналитический обзор существующей литературы и работ в области разработки дезмульгатсров для разрушения водоиефтя-ных эмульсин и совершенствования технологии подготовки продукции скважин. Рассмотрены результаты исследований, выполненных Ребиндером Г1.А., Троновым В.П., Позднышевым Г.Н., Таубмаком А.Б., Коргцким А.Ф,, Сюме-вым З.К., Туманяном Б.ГТ. и многими другими учеными в области изучения эмульсионных и нефтяных дисперсных систем и разработки технологии применения реагетов-деэмульгаторов.

Показано, что в Татарстане основная часть месторождений находится на поздней стадии эксплуатации. Проблема подготовки высоковязких иефтей решается, в оснозном, применением комбинированных способов. Существует также проблема подготовки дренажной воды, а также дальнейшего нерационального использования ез в системе поддержания пластового давления. При существующих технологиях неизбежны потери денных углеводородов. В этой связи требуется корректировка методики расчета потерь нефти в условиях применения новых технолопгческих решений.

Исходя из общей проблематики, определены основные направления, в рамках которых необходимо проводить исследования, находить новые техкико-технодогачгские решения.

Во второй главе изложены результаты исследований физико-химических свойств продукции скважин в пластовых и поверхностных условиях на некоторых месторождениях РТ. Показано, что в процессе эксплуатации месторождений происходят изменения физико-химических свойств и составов нефтей. Выявлена общая тенденция изменения во времени свойств добываемых нефтей на месторождениях, вступивших в позднюю стадию эксплуатации: повышается обводненность, плотность, вязкость нефтей, содержание природных стабилизаторов и механических примесей; снижается газовый фактор. Такая закономерность, кзк правило, является главенствующим фактором, обуславливающим значительное повышение устойчивости нефтяных эмульсий в условиях повышения обводненности.

Проведены сравнительные исследования физихо-химических свойств продукции скважин девонского и угленосного горизонтов некоторых месторождений Республики Татарстан на поздней стадии эксплуатации, результаты которых приведены в табл. 1.

Девонские нефти Бавлккского месторождения, Пазловской и Акташской площадей по сзоим свойствам и составу являются традиционными, и не образуют стойких эмульсий при малом содержании мехпримесей. В устойчивых эмульсиях Маяьцевского, Некрасовского, Николаевского и Тумутукского месторождений процессу образования бронирующих оболочек предшествуют процессы адсорбции и ассоциации коллоидных частиц углеводородных стабилиза-

торов на поверхности механических примесей, которые затем ориентируются на межфаэной поверхности глобул воды и нефти. В совокупности они создают мощный бронирующий с высокой структурно-механической прочностью слой, значительно препятствующий коалесценции не только мелких, но и даже достаточно крупных капель пластовой воды, имеющих размер близкий к критическому (50 мкм и более).

Табл. 1 - Физико-химические свойства нефти на поздней стадии эксплуатации

некоторых месторождений РеспуГ-------""---------

Д

евонская нефть

Показатели

Плотность нефти, кг/м*-Вязкость кишматкче-ская,У2а,м/с-10 , Газовый фактор, м/т Общее содержание вода, % масс., а т.ч. эмульгированной воды, % масс. Содержание ижханичг-сзсих примесей, % масс. Содержание хлористых солеи, мг/л

Сульфида железа, мг/л Содержание % масс.: Смол

Асфалыенов

Парафинов

Серы

Агрегативная устойчивость эмулЕСии, % Диапазон размеров глобул воды з нефти, мкм

Тумутук-ское месторождение Павловская площадь Бавлии-ское месторождение

936 891,2 '880,1

98,3 25,0 27,04 3(5,5 28 04 зЗ,з

81,0 £7,5 86,4

36,0 41,? 44,6

0,!5 0,09 0,03

183 000 57 136 236 9,4 147 345 10,2

13,9 8,2 2.34 2,7 4,27 3,83 1,94 1,65 5,71 3,18 1,11 0,37

36,6 28,2 29,36

7-10 5-15 6-12

Угленосная неф«,

"Тйс-таш-ская площадь Туму-туксксе месторождение Маль-цевсюэе месторождение Некрасовское месго-рояда-ние

тЩ ""'946,0" 993,0 940,0 "'

23.18 2й,6 233,0 2,4 228.0 зЛ 240,0 4,6

80,3 2.5,0 12,0 9,0

31,3 11,4 5,7 3,9

0,06 0,4 0,3 0,3

98 316 14,6 173 540 134 179 640 131 169 750 132

4,6 7,64 1,08 1,09 19,7 9,7 3,6 4,3 18,0 105 7,05 9,0 9,8 2,6 4,4

27,1 39,3 38,8 37,4

8-15 5-10 5-9 5-13

Изучение свойств и параметров нефтей позволили выбрать в качестве объекта исследований нефть Тумутукского месторождения с ярко выраженными свойствами, неприсущими для девонской, но очень схожими с угленосной продукцией нефтяных скважин, и склонной к образованию устойчивых эмульсионных систем с агрегативной устойчивостью Ау > 35 %.

В соответствии с техническим заданием, сформулированным руководством УК «Шешмаойл» по сотрудничеству с предприятием ООО «Татнефть-Геология», в диссертационной работе проведены исследования процессов обезвоживания нефтяного сырья на промысловом объекте Тумутукского месторождения в системе сбора и подготовки продукции скважин.

В третьей главе приведены результаты исследований, направленных на поиск эффективного деэмульгатора для технологии подготовки продукции нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений.

Особое внимание уделено исследованию наиболее значимых поверхностно-активных свойств деэмульгаторов, смачивателей и моющих агентов, а также изучению механизма их действия. Выбор исследуемых ПАВ обоснован индивидуальными свойствами реагентов, которые находят применение и используются в различных отраслях промышленности.

Сравнительную оценку смачивающей способности ряда ПАВ можно произвести по краевому углу смачивания. Результаты исследований динамики сма-

чивания углеводородных компонентов, выделенных из девонской нефти Туму-тукского месторождения, 1%-ными растворами исследованных ПАВ приведены в табл. 2.

Таблица 2 - Динамика смачивания углеводородного слоя 1%-ными водными растворами ПАВ при обработке нефти Тумутукского месторождения _

Краевой утол смачивания (8°), в течение времени (с)

Парафин Смолы Асфальтгны

10 2Ü 30 45 60 10 20 30 45 60 10 1 20 30 45 ¡60

Дезмульгаторы: 53 51

Проксанол 305 50 50 50 46 43 42 41 41 55 54 54 54 <4

Дипронсамин-157-65М 48 47 47 47 46 40 38 36 35 35 50 50 50 50 50

Реапон-4В 47 47 46 45 44 50 44 44 43 40 57 56 56 56 56

NALCO W60 43 42 42 41 40 38 36 35 33 43 45 45 44 44 43

РЭНТ 40 38 37 37 36 36 34 34 31 30 42 41 40 40 39

Смачиватели:

са-Ш 46 46 46 45 45 35 35 34 34 33 46 46 46 45 45

СВ-105-12 35 35 34 34 33 25 25 24 24 23 33 33 32 32 32

Моющие агенты:

Ш-72 39 35 33 33 33 41 39 39 38 38 46 45 44 44 44

МЛ-80 37 32 28 28 28 39 37 37 37 37 48 45 43 43 43

Сульфанол 36 33 30 29 27 39 38 37 36 36 44 43 42 41 4!

ТВЙ: СтеороксЗГ 35 35 32 32 32 42 42 41 41 40 50 50 50 50 49

Стеорокс СП-9 30 30 28 28 28 34 33 33 32 32 45 45 45 45 4S

Олеокс-5 25 25 24 24 24 27 26 24 23 22 41 41 40 39 39

Олеоке-7 23 23 23 23 23 25 24 24 22 21 40 40 40 38 38

Синтанол АЛМ-10 22 22 22 22 22 13 12 12 12 И 24 23 22 21 21

По результатам исследований видно, что реагенты РЭНТ, NALCO W60, СВ-105-12, Сульфанол, Олеокс-5 и Олеокс-7 можно классифицировать как ПАВ, обладающие смачивающими свойствами. По данному показателю (наименьший краевой угол смачивания) среди них лучший результат показал ТВВ Синтанол АЛМ-10.

Весьма важную роль в изучении смачивающей способности ПАВ следует отдать динамике и кинетике смачивания. По зависимости динамических краевых углов смачивания от времени и скорости растекания жидкости можно судить о скорости смачивания. Из табл. 3 видно, что с увеличением температуры скорость смачивания дисперсных частиц глины реагентами в одних случаях снижается, а в других - повышается. При этом краевые углы всегда уменьшаются, но для каждого ПАВ с разной скоростью. Показано, что кеиокогенные блоксополимеры более эффективно смачивают частицы тзердой фазы при пониженных температурах, в то время как их деэмульгирующая способность возрастает с повышением температуры, что подтверждается многочисленными результатами применения кх на практике. Как правило, смачивающе-деэмульгирующий конфликт обуславливает низкую эффективность многих известных деэмульгаторов при низких температурах в процессах разрушения во-донефтяных эмульсий, стабилизированных повышенным количеством частиц механических примесей различной природы, которые удаляются незначительно в принятом температурном режиме (50-Н500 С) ведения технологического процесса обезвоживания нефти на промыслах. При этом частицы мехпримесей удаляются незначительно. Скорость смачивания моющих средств, смачивающих агентов и текстильно-вспомогательных веществ (ТВВ) возрастает прямо пропорционально повышению температуры, что, по всей видимости, теорети-

чески должно положительно сказываться на эффективности удаления твердых частиц из нефти и с границы раздела фаз в воду. Наибольшую эффективность проявил Синтанол АЛМ-10 (смесь этоксилированных спиртов фракции С{2.ц).

Таблица 3 - Результаты измерения краевых углов и скорости смачивания дисперсных частиц глины 1%-ными растворами ПАВ__

Поверхностно-активное вещество Краевые углы смачивания (9°), при температуре ("С) Скорость смачивания (м/с-10"''), при температуре (°С)

20 40 60 20 40 60

Дгэмульгятооы: Проксзкол-305 Дипроксамнн 157-65М Реапсн-4В NALCO W60 РЗНТ 86° 85° 84° 81° 80° 84° 33° 80° 74° 72° 76° 75° 70° 68° 66° ¥ 10,8 19,3 23,6 25,2 6,2 6,9 7.2 14,4 16,7 4.1 4,6 5.2 8,5 9,2

Смачиватели: СВ-ГШ~ СВ-105-12 88° 86° 76° 73° 27° 24° 12,5 7,7 17,8 12,7 19,8 24,5

Моюшие агенты: МЛ-72 .......... МЛ-80 Сульфанол 76° 74° 85° 71° 62° 69° 51° 49° 24° 10,4 12,0 24,6 12,2 16,6 38,7 22,2 24.1 51.2

ТВВ: Стеарокс-"3 Стеарокс СП-9 Олескс-5 Олеокс-7 Синтанол АЛМ-10 84° 83° у) о 71° 72° 72° 70° 62° 59° 54° 60° 51° 50° 23° 5,2 7,1 27,6 ¥ 29,8 20,2 23,0 48,0 19,8 51,2 26,2 29.5 69,2 42,4 74.6

Особым требованием к деэмульгаторам является их моющее действие. В

настоящей работе использована методика фотометрировзния путем определения оптической плотности растворов различных ПАВ до и после обработки дисперсных частиц глины с адсорбированными на их поверхности CAB. Результаты исследований моющего действия ПАВ-реагентов приведены в табл. 4, из которой видно, что дезмульгаторы, за исключением РЭНТ, Реапон-4В и NALCO W60, отмывают менее 50 % адсорбционного углеводородного слоя с поверхности частиц глины. Следовательно, при разрушении водонефтяной эмульсии с применением этих реагентов твердые частицы всего лишь частично будут переходить с границы раздела в водную фазу по причине низкой их моющей способности. Это в свою очередь, как правило, приводит к образованию стойких промежуточных слоев, концентрированных механическими примесями на стадии обезвоживания нефти. Моющее средство Сульфанол, в отличие от деэмульгаторов и ТВВ, проявляет более высокую моющую способность.

Результаты поисково-сравнительных исследований известных деэмульгаторов и химических реагентов показали, что многие ПАВ-реагенты не обладают достаточной деэмульгнрующей способностью, а также основными функциями ряда поверхностно-активных свойств ПАВ (смачивающая способность и моющее действие). Следовательно, они не отвечают современным требованиям, предъявляемым к высоко эффективным деэмульгаторам. Комплекс этих свойств весьма необходим реагентам при разрушении стойких водонефтяных эмульсий, в том числе стабилизированных механическими примесями, на нефтяных месторождениях, вступивших в позднюю стадию эксплуатации.

Таблица 4 - Относительное моющее действие ПАВ-реагентов

ПАВ-деэмульгаторы Относительная моющая способность МСст (%) при концентрации ПАВ (мг/п)

100 | 200 300 500 1000

Деэмульгаторы: Проксанол-305 Дипрокеамин 157-65М Реашн-43 КАЬСО \У60 РЭНГ 24 29 25 1 34 31 37 34 1 35 37 ! 41 36 38 42 44 54 39 41 47 51 60 41 45 50 59 71

Смачиватели: СВ-101 " " "" СВ-105-12 22 26 26 33 41 47 45 49 50 52

Моющее агенты: МЛ-72 - -МЛ-80 Сульфанол 26 28 38 29 31 46 34 36 65 38 42 73 43 45 82

ТйВ: Сгеарокс-6 Стеарокс СП-9 Олеоко-5 Олеокс-7 Сиктанол АЛМ-10 19 21 25 28 43 23 26 32 34 47 37 40 48 58 51 44 45 61 62 55 46 48 71 72 58

Поскольку Тумутукское месторождение находится на поздней стадии разработки, рассмотрение важных с научно-практической точки зрения вопросов изменения свойств девонской нефти данного месторождения от начала разработки его по проекту (1982 г.) по настоящее время эксплуатации (2013 г.) является актуальным исследованием.

В процессе разработки и эксплуатации месторождения произошли существенные изменения основных показателей физико-химических свойств Туму-тукской нефти. Газовый фактор нефти снизился от 32 м3/т до 25 м3/т. Из ниже приведенных в табл. 5 результатов видно, что значительно повысилось содержание пластовой воды, повысились плотность и кинематическая вязкость нефти, в продукции скважин увеличилось содержание механических примесей, парафина, смол, асфальтенов и общей серы.

Таблица 5 - Изменение физико-химических показателей девонской нефти Ту-

Стадия эксплуатации месторождения Плотность при 20°С, КГ/ЧГ 'Вязкость яри 2СРС, мм /с Обводненность, %сб. Парафины, % масс. Асфаль фаль- теиы, % масс. Смо- % МЕСС. ^Цшесп %мас'й| РеУ, мг/л

Начальная стадия эксплузта-Ы 1982 г. 878,0 39,5 7,36 4,3 3,6 11,3 1,73 | 0,07 1

Поздняя стадия эксплуатации, 2013 г. 936,0 | 60,95 81,0 6,34 5,2 13,9 1 2,7 | 0,15 ! 27,0

Следует отметить, что в начальный период разработки и эксплуатации данного месторождения Ре5 в нефти отсутствовал. Появление его к настоящему времени является дополнительным фактором, обуславливающим, как механическая примесь, стабилизацию и образование стойких водонефтяных эмульсий. В связи с этим на текущий момент времени первоочередной проблемой стал вопрос об эффективности деэмульсации Тумутукской нефти.

Одним из важнейших технологических аспектов на Тумутукском месторождении является способность деэмульгатора обеспечивать эффективное разрушение стойкой водонефтяной эмульсии до остаточного содержания воды в нефти не более 10% об. (по внутрипромысловым требованиям) при оптимальном и сравнительно низком удельном расходе, относительно низкой стоимости и средней температуре нефтяного потока 20°С в условиях предварительного сброса пластовой воды в местах добычи и сбора продукции скважин и внутригрубной деэмульсации нефти. Результаты испытаний некоторых реагентов-деэмульгаторов отечественного и зарубежного производства приведены в табл. 6.

Таблица б - Результаты испытаний реагентов и деэмульгаторов

I Удельный Количество выделившейся Остаточное

Деэмулыатор

Удельный расход, г/т

Количество ввделившейся воды за 2 часа отстоя нефти, % об.

Остаточное содержали? воды в предварительно обезвоженной нефти, % об.

1роксанол-305

80 ¡00 150

59,5 63,0 67,5

22,4 17,2 12,8

ТЯГ 64,5 69.0

15,9 11.4

Дкироксамш! П7-65М

100 150

Т4,5~ 13,5 9,0

Реапон-4В

80 100 150

"35Х 67,0 71,5

NALCQ W60

80 100 150

67,0 69,5 72,5

13,5 11,1 8,1

~жг 100 150

~F7J~

69,0 72,0

Ж 11,6

8,6

РЭНТ

-7ST

60,5 64.0

МЛ-72

TRT 100 150

21$ 19,9 16.4

МЛ-80

80 100 150

100 150

59,0 62,0 64,5

"ТЩГ 66,5 71.0

21,4 18,4 15,9

Сульфанол

Т5А 13,9 9,4

Из испытанных импортных реагентов наибольший эффект проявил деэмулыатор NALCO W60 и отечественных - РЭНТ, Однако желаемый эффект по обезвоживанию нефти (менее 10 %) достигается лишь при более высоком удельном расходе деэмульгаторов (150 т/т). Деэмульгатор NALCO W60 является импортным реагентом и имеет значительно большую стоимость (3,4 тыс. S за 1 т.), чем любой отечественный аналог 80-Н00 тыс. за 1 т.), поэтому предпочтение отдано деэмульгирующему составу РЭНТ. Однако его недостаток - относительно низкая эффективность при удалении мельчайших дисперсных частиц мехпримесей (размеры частиц 0,1-0,5 мкм, содержание 0,05-0,1 % масс.) при разрушении эмульсий. В связи с этим технологической задачей данной работы явилась разработка эффективного деэмульгатора, обладающего высокими моюще-смачивающими свойствами по отношению к природным эмульгаторам при разрушении эмульсий, содержащих в широком диапазоне размера и количества мехпримеси.

В качестве растворите®; активной основы ПАВ-реагентов взят кубовый остаток производства метили,еллозольва, обеспечивающего необходимые вязкостные и низкотемпературные свойства товарной формы деэмульгатора. Он обладает высокой растворяющей способностью по отношению к высокомолекулярной углеводородной части природных эмульгаторов, лучшей транспортной функцией и диффузией молекул ПАВ-реагентов через сплошную дисперсионную среду (нефть) до границы раздела фаз нефть-вода.

85000 0.12

«с

« ... 75000 а

65000 *

1С, ----45000 ЪЬ ПЯО.Об

а Е я* 0.06 ' ' ..... ..... / боа'б

9 Д-ц. I —¡—--35000 в¥ ?§■ ^—тг^ ' 2 й

' сс ^«0,04 ...............•.............——;........?.................! . 55»

е „ ■ ■ ■ «

8 .........| —.............?.......(—}—4.....4— .....- - 2500С К

, ' в а 002 --.....................--.......'................................ '.ОО.

^ 1—Т...........1—!—I—;—I------- 15000 5 1 ! 8

б I-1----1-I-I—--1—.- 5000

100

'¡00 8С 60 40 20 О 100 80

Сульфанол Сульфанол

Ч^^гт- 11 ¿и ы ьи ао юо РЭНТ ,-.--,--,_,__, РЭНТ

Рис. 2 - Синергетичеекие зависимости эффективности обезвоживания Тумутукской нефти от соотношения реагентов в смеси РЭНТ и Сульфанол

¡00 80 60 Синтанол АЛМ-10 Рис. 3

К50С0

750001 к

65000 | 55000 'й 45000

к £

?>000

3 =

:>ооо д |

15000 § 5000

_И10рэнт

45

'00рэнт

100 80 60 Синтанол АЛМ-10 Синергетичеекие зависимости эффективности обезвоживания

Тумугукекой нефти от соотношения реагентов в смеси РЗНТ к Синтанол АЛМ-10

1 - остаточное содержание воды г нефти, 1 - остаточное содержание мехпр. в нефти I - остаточное содержание солей в нефти 2 - содержание нефтепродуктов в юде

При совместном действии деэмульгатора РЭНТ в смеси с моющим веществом Сульфанол (рис. 2) и смачивателем Синтанол АЛМ-10 (рис. 3) проявляется явный синергетичегкий эффект, который выражается в содержании остаточной воды и механических примесей в предварительно отстоявшейся нефти в процессе разрушения эмульсии Тумутуксхой нефти при 20°С. Расход смеси РЭНТ+Сульфанол при соотношении 60:40 составляет 100 г/т, обеспечивающий

остаточное содержание воды и мехпримесей в нефти не более 10 % об. и 0,05 % масс, соответственно, что удовлетворяет требованиям нефтепромыслового объекта для дальнейшей более глубокой подготовки. Смесь РЭНТ+Синтанол АЛМ-10 с таким же соотношением компонентов (60:40) дает несколько ниже эффект по анализируемым показателям, но тем не менее он отражает общую закономерность во всем диапазоне исследованных пропорций составных частей композиции. Однако следует отметить, что при сравнении этих двух композиций по показателю содержания нефтепродуктов в сточной (дренажной) воде, вторая намного эффективнее первой. А именно, Синтакол АЛМ-10 а смеси с РЭНТ, проявляя более высокие эффекты флокуляции углеводородов и флотации частиц механических примесей, дает отстоявшуюся воду с содержанием нефтепродуктов 46 мг/л, а Сульфанол — 56 иг/л. Таким образом, дезмульгатор РЭНТ может быть усовершенствован добавлением в его состав одновременно и смачивателя Синтанол АЛМ-10, и моющего вещества Сульфанол.

В состав практически всех синтетических моющих средств, продукции бытовой и промышленной химии входят тринатрийфосфат (Na3P04) и трипо-лифосфат натрия (Na;-P30!3) в отдельности, или в смеси друг с другом. Приготовлено 5 композиций, которые испытаны в лабораторных условиях при обезвоживании Тумутукской нефти при 2.0°С с целью предварительного сброса пластовой воды. По истечении времени отстоя, через 2 часа деэмульсацин нефти, в ней определялось остаточное содержание воды, измерялась толщина (высота, мл) промежуточного слоя в лабораторном нефтяном отстойнике по градуированной шкале, а затем определялась его объемная доля (% об.) б расчете на общий объем водокефтяной эмульсии (табл. 7).

Таблица 7 - Результаты исследований композиционных деэмудьгирующих составов при деэмульсации нефти Тумутукекого месторождения

1 при деэмульсации . т __Компоне»ггыГ%" масс.

Растворитель i Расход (отгон), % масс. | s смеси, г/т

до 100

Промежуточный слай,% об.

На основе полученных результатов был определен оптимальный состав разрабатываемого композиционного деэмульгатора, % масс.: РЭНТ - 30,0; Синтанол АЛМ-10 - 10,0: Сульфанол - 10,0; тринатрийфосфат - 3,0; триполифосфат натрия - 3,0; растворитель - 44,0. Деэмульгатору присвоено название «Дезмульгатор эмульсий нефтяных», сокращенно ДЭН.

В табл. 8 приведены результат сравнительных испытаний д&эмульгирую-щей эффективности реагентов ДЭН, КАЬСО \У60, Реапоя-4В и Дипроксамин 157-65М. Показано, что наибольшую эффективность проявляет дезмульгатор ДЭН.

Установлено, что удельный расход деэмульгатора ДЭН 80 г/т является оптимальным и наиболее целесообразным для процесса предварительного обезвоживания естественной эмульсии нефти Туйутукского месторождения, отобранной в системе сбора (апрель 2013 г.).

Таблица 8 - Эффективность регенгов-деэмульгаторов при деэмульсации девон-

Реагент Содержание воды в нефти, % об. Температура де- Расход, г/т Количество выделившейся воды (% об.) при времени отстоя (ч) Остаточное содержание воды в нефти, % об

эмульсации, °С Навеска Пробы, мл ! 1,5

ДЭН 31 20 70 80 100 120 100 57,5 585 510 61,5 60,0 640 645 65*0 61,0 670 675 68'0 69,0 720 72,5 74.5 И 5 8,5 8 1 6.2

NALCO W60 81 20 70 80 100 120 100 53,0 54,5 565 60,0 56,5 58,5 620 65,5 5S.G бо;о 65;s 67,0 6.3,5 65,0 685 72,0 16,5 ¡5,5 11.8 8.S

Реапон-4В 81 20 70 80 100 120 100 40,0 420 45,5 49;о 45,0 49,5 50.0 51,5 50,5 53 0 54,5 55,0 62,5 64,0 66.5 7 Г,5 17,7 16,4 1315 9,0 i

Дипвоксамин ' 157-65М 81 20 70 80 ¡00 120 100 48,5 50,5 535 55.5 49,0 53,0 56 5 57.0 55,5 575 62.0 ■"57.5 6i;o 645 68,5 22,5 | 19,0 i 15,3 10,2 !

Промежуточный эмульсионный слой, граничащий на разделе фаз нефть-зода, должен выполнять функцию фильтра, в котором осуществляются наиболее важные процессы для эффективного разрушения и разделения водонефтяной эмульсии на безводную нефть и дренажную пластовую воду - ксаяесценция и седиментация деформированных в результате действия деэмульгатора глобул воды. Если эти процессы протекают не эффективно, то даже за самое короткое время (от нескольких часов до суток) толщина промежуточного слоя значительно увеличивается, он перестает выполнять функцию фильтра, и в отстойных аппаратах существенно осложняется обезвоживание и обессоливание нефти, вплоть до выхода некондиционной продукции. В этой связи проведены исследования зависимости изменения содержания воды в промежуточном слое от его объема.

Дипроксамлн î S7-65M. Ш✓ Р«цк»4В, Xv = 16J % об.

m

NALCO W-60, Xv= n^boG. ДЭН, Xv = 8,0 % об.

jtBBs&B*1

ЩЖ ;

_ ; . ■■ F

Щ - содержалж воды в промежуточном слое, 191 - содержание нефти в промежуточном слое Рис. 5 - Соотношение фаз в промежуточном слое водонефтяной эмульсии Тумутук-схого месторождения

Результаты исследований (рис. 5) показали, что с увеличением промежуточного слоя (объемная доля промежуточного слоя Ху в общем объеме разру-

шенной эмульсии) растет количественное содержание воды. Надо заметить, что содержащаяся в сырой нефти свободная пластовая вода даже до обработки де-змульгатором в лабораторном отстойнике сразу же отделяется от нефтяной фазы и оседает на дно.

Наиболее важным показателем требований к качеству сточных вод является остаточное содержание в них нефтепродуктов. Показано (рис. 6), что при обработке водонефтяной эмульсии деэмульгатором ДЭН и времени отстоя нефти 2 часа дренажная вода содержит не более 50 мг/л нефтепродуктов (соответствует требованиям ОСТ 39-225-88). Дренажную воду такого качества можно использовать в системе ППД для повышения нефтеотдачи пластов без дополнительной очистки и фильтрации на очистных сооружениях. В случае применения других реагентов потребуется дополнительная очистка воды.

При высокой дезмульгирующей способности ПАВ процесс разрушения эмульсии должен сопровождаться коалесценцией и седиментацией укрупненных капель воды. Значительным вкладом в обобщении результатов исследований а данной диссертационной работе, является исследование динамики, а именно, зависимости изменения усредненных размеров глобул пластовой вода в нефтяной фазе от времени движения эмульсии в модели отстойника при деэмульсации высоковязких кефтей Тумуг/кского, Некрасовского и Мальцевского месторождений деэмульгатором ДЭН. Эти нефти близки по своим физико-химическим свойствам и составам, хотя добываются из разных горизонтов. Из рис.? видно, что более интенсивный рост усредненных размеров глобул воды до критических размеров (50 мкм и более) происходит в Тумутукской эмульсии с применением реагента ДЭН за 2-х часовой период времени.

На рис. 8 представлены результаты исследований зависимости изменения усредненных размеров глобул пластовой воды в нефтяной эмульсии Тумутукско-го месторождения от линейной скорости ее движения после предварительной обработки деэмульгатором ДЭН.

.§180 «

В 540 |120 1-100 80

£

й

0 0,5 1.1,5 2 2.5 и Время отстоя нефта. ч Рис. 6 - Зависимость содержания нефтепродуктов в дренажной зоде от времени отстоя. нефти: 1-Д 157-65М. 2-Р«шон-4В. З-НАЬСО ¥/60. 4- ДЭН

0 0,5 1 Врем« движения эмульсии,ч Рис. 7 - Зависимость усредненных размеров глобул пластовой воды от " времени движения эмульсии при обработке ДЭН: ¡-Тумугукское месторождение,

2-Мекрасовское месторождение;

3-Мальцевское месторождение

Й0Д0Д0Д^4050,6 Линейная скорость, м/с

Рис. В - Зависимость изменения усредненных размеров глобул пластовой воды от линейной скорости движения эмульсии

Эта. зависимость имеет экстремальный характер. С увеличением линейной скорости движения эмульсии до 0,3 м/с усредненные размеры глобул воды постепенно увеличиваются до критических - 73 мкм. Они легко отделяются от нефти и оседают на дно отстойника. Так при дальнейшем увеличении скорости движения (более 0,3 м/с) флокулированные глобулы воды подвергаются дроблению, происходит передиспергирование всей эмульсионной системы, капли воды уменьшаются в размерах и становятся не способными к дальнейшему достаточно быстрому слиянию и укрупнению, так как для этих процессов требуется более длительное время. Следует предполагать, что линейная скорость движения эмульсии 0,3 м/с в трубопроводе системы сбора и транспортировки продукции скважин во времени также будет являться наиболее оптимальной для обеспечения максимального укрупнения глобул воды при внутритрубной деэмудьсации.

В соответствии с разработанной в диссертации технологией процесс предварительного сброса пластовой воды, обезвоживания нефти и очистки пластовой воды на УПСВ Тумутукского месторождения предусмотрено осуществлять при температуре добычи (без нагрева) ~20°С и расходе деэмульгатора 80 г/т. Дезмульгатор ДЭН рекомендован для разрушения водонефтяных эмульсий при внутритрубной деэмульсации з системе сбора и транспортировки продукции нефтяных скважин, а также на установках подготовки, нефти.

В четвертой главе приведены результаты промысловых исследований.

В существующей технологической схеме сбора продукции скважин девонского горизонта на Тумутукском месторождении нефтегазодобывающего предприятия ООО «Татнефть-Геология» предложена разработанная технология подготовки продукции скважин на Тумутукской УПСВ, включающая применение нового композиционного деэмульгатора ДЭН. По существующей технологической схеме (рис. 9) продукция скважин по трубопроводу направляется на Чеканскую УПН — в 25 км от Тумутукского месторождения. По проекту не предусмотрен процесс предварительного сброса пластовой воды и обезвоживания нефти..

СХ , / " V, с 6 7 ПРОДУКЦИЯ

\ у1 /| ГЛ___Л _5_, " ' скважин яа

10->---Н I—■ г—Ц ____ и»| упн

Iг—_____ч=

О

Рис. 9 - Существующая технологическая, схема сбора продукции скважин девонского горизонта на Тумуту каком месторождении ООО «Татнефть-Геология»:, 3 - скважины; 2 — фупловая замерная у«гновка;"3,4 - яефтесбосная емкость (V = 100 м'): 5 - депулъса-тор; 5 - насос нефтяной; 7 - расходомер.

Применяемый на месторождении деэмульгатор Реапон-4В не достаточно эффективен в условиях повышения устойчивости водонефтяной эмульсии, а также не обеспечивает очистку сточных вод до требуемого качества Это осложняет дальнейший процесс подготовки нефти на Чеканской УПН. Пластовая вода не используется в системе ППД на самом месторождении. На УПН происходят постоянные технологические потери нефти со сточными водами. Подобная схема технологически' и экономически невыгодна дач предприятия.

В ООО «Татнефть-Геология» на Тумутукском месторождении разработана новая, технология, предназначенная для осуществления следующих процессов:

получение предварительно обезвоженной нефти с содержанием воды не более 10 % об.; предварительный сброс и очистка пластовой воды; использование сточных вод непосредственно на самом Тумутукском месторождении для закачки в пласт; осуществление перекачки нефти с остаточным содержанием пластовой воды вместе с газом (газожидкостная смесь) от Тумутукского месторождения на Чеканскую УПН; сокращение технологических потерь нефти. На основе разработанной технологии спроектирована и построена установка предварительного сброса, очистки пластовых вод, обезвоживания нефти и перекачки газожидкостной смеси (УПСВ) на Тумутукском месторождении (рис. 10). Обоснован выбор основного и вспомогательного оборудования, обеспечивающего эффективный процесс предварительной подготовки продукции скважин и дренажной воды.

О, 2 , ,__^ЗЛ ,—21 _

7 Г$зожид&остяая смесь к£

Ч ' ) ' Чеканскую УПН

| —¿АД™, I ^---ч 10 11 Сточные воды

| _; *•—\__на гид

Рис. 10 - Принципиальная модернизированная технологическая схема УПСВ для предварительного сброса, очистки пластовой воды, обезвоживания нефти и перекачки газожадкост-ной смеси на Тумутукском месторождения: 1 - сжзажияы, 2 - дозатор деэмуяьгатора; 3 - нефтвтрубопровод; 4, 8 - отстойники; 5 — депульеатор; б, 10,13,14 —насосы: 7, 11 - расходомеры:'?, 12,21. -емкости; 15- коллетхф дай ввода эмульсии; 16 -коллектор дли вывода дрекажкых вод; 17 - коллектор дом ввода дренажных вод на очвссху; 18,19.20- регуляторы уровня.

Приведены расчеты конструктивных размеров внутренних устройств отстойника, что позволяет максимально реализовать многофункциональное действие применяемого деэмульгетора. Определено, что ражим движения газожидкостной смеси со скоростью 0,3 м/с обеспечивает исключение накопления и механических примесей в промежуточном слое и образования плотного слоя, препятствующего осаждению капель воды в частиц на дно аппарата.

Представлены результаты опытно-промысловых испытаний (рис. И) новой технологии на УПСВ Тумутукского месторождения в виде динамики изменения остаточного содержания воды и мехпримесей в предварительно обезвоженной нефти с применением дезмулыаторсв Реапон-43 (по базовом)' варианту) и ДЭН (по новой технологии) при различных расходах и *=20'"С,

Выявлено, что по старой технологии при действии деэмульгатора Реапэн-4В в промысловых условиях, требуемое качество предварительно обезвоженной нефти достигается с удельным расходом 120 г/г. Кроме того, имеются промысловые данные о том, что при уменьшений удельного расхода Реапон-4В до 80 г/т содержание веды в нефти увеличивалось до 20 % масс. Композиционный состав ДЭН, как видно, при таком же удельном расходе (80 г/т) значительно эффективнее как е процессе деэмульсации (среднее содержание зеды 9,5 % об.,

мехпримесей 0,05 % масс.), -гак и при получении более качественной дренажной воды (не более 50 мг/л). Следовательно, унос нефти со сточными водами существенно снижается, и как следствие, уменьшаются потери нефтяных углеводородов.

/21.05 /22.05 /23.05 /24.05 /25.05 /25.05 /27.05 /28.05 .<29.05 /30.05 /31.05 /01.06 Дата, дни

Рис. 11 - Динамика изменения остаточного содержания вода и мехпримесей в предварительно обезвоженной нефти с применением дезмульгаторов Реапон-4В и ДЭН при различных расходах на УПСВ Тумутукского месторождения — остаточное содержание веды в нефти;

2 - остаточное (»держание мех1римесей б нефти.

По рекомендации Минэнерго РФ были пересмотрены методика (РД 15339-019-97) и инструкция (РД 153-39-018-97) института ИПТЭР (г.Уфа) и разработана усовершенствованная методика выполнения расчетов технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах. Проведены корректировки источников и видов потерь нефти. Исключены нетехнологические виды и источники потерь нефти. В усовершенствованной методике основными видами а источниками потерь нефти являются: унос капелькой нефти потоком газа из сепарашюнных аппаратов; унос нефти сточными водами из водоочистных аппаратов; испарение нефти из резервуаров и автоцистерн при наливно-сливных операциях и хранении. Методика принята к применению.

По методике рассчитаны технологические потери на Тумутукском месторождении по ранее существовавшей (2012 г.) и разработанной технологии (2013 г.). Показано, что с применением новой технологии на УПСВ Тумутукского месторождения решается проблема сокращения технологических потерь нефти. Потери нефти сократились от 14,2 т/год до 8,6 т/год.

Выполнен расчет ожидаемого экономического эффекта от внедрения композиционного деэмульгатора ДЭН на УПСВ Тумутукского месторождения,

3 также от сокращения технологических потерь нефти по иовой технология на УПСВ Тумутукского месторождения и Чеканской УПН. Экономический эффект от внедрения деэмульгатора ДЭН составит 298000,0 руб/год. Количество сохраненной нефти за счет сокращения потерь - 5,6 т/год. Экономический эффект от сокращения технологических потерь нефти по новой технологии на УПСВ Ту-

мутукекого месторождения - 53760,0 руб/год. Ожидаемый годовой экономический эффект от внедрения технологии с применением деэмульгатора ДЭН составит 321 671,7 руб/год.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Исследования физико-химических и реологических свойств нефтей девонского и угленосного горизонтов месторождений, вступивших в позднюю стадию эксплуатации, позволили выявить значительные изменения с момента начала разработки до настоящего времени основных характеристик продукции скважин. А именно: повышаются плотность и вязкость нефти; увеличивается содержание воды, природных эмульгаторов и примесей; уменьшается газовый фактор; повышается стойкость эмульсий к разрушению.

2. Сравнительные исследования смачивающе-моющей способности и деэмуль-гирующей эффективности ряда ПАВ позволили выявить наиболее эффективные из них по функциональному действию, в качестве: деэмульгатора - РЭНТ (блоксополимер оксидов этилена и пропилена на основе этиленгликоля); смачивателя - Сшгганол АЛМ-10 (смесь зтоксилированных спиртов фракция С:2. и); моющего вещества - Сульфанол (алкилбензолсульфонат); моющих средств - тринатрий фосфат и триполифосфат натрия. Обнаружен неаддитивный характер деэмульгирующих зависимостей и синергетический эффект при совместном действии этих компонентов.

3. Разработан многофункциональный композиционный состав ДЭН с оптимальным соотношением компонентов, обеспечивающий при удельном расходе 80 г/т эффективное разрушение стойкой эмульсии вксоковязкой девонской нефти Тумутукского месторождения.

4. Разработана технология предварительного обезвоживания нефти, сброса пластовой воды, очистки сточных вод и перекачки газожидксстной смеси из УПСВ Тумутукского месторождения на Чехакскую УПН.

5. Опытно-промысловые испытания на УПСВ Тумутукского месторождения

показали эффективность разработанного деэмульгатора ДЭН на стадии предварительного сброса воды. ДЭН, как деэмульгиругощий состав, обеспечивает дренаж воды с низким содержанием нефтепродуктов и неорганических взвесей, пригодных к использованию в системе ППД,

6. Разработана усовершенствованная методика выполнения расчетов технологических потерь нефти. Произведенные по новой методике расчеты на Чекан-ской УПН и на УПСВ Тумутукского месторождения показали, что разработанная технология эффективно решает проблему сокращения технологических потерь нефти (с 14,2 до 8,6 т/год.) от уноса со сточными водами. Выполняй расчет ожидаемого годового экономического эффекта от внедрения нового композиционного деэмульгатора ДЗН и сокращения технологических потерь нефти по разработанной технологии, который составил: 321 671,7 руб/год.

Основное содержание диссертаций изложено: - в сгатьнж, опубликованных в научньа изданиях, рекемшдоагякьк ВАК: I. Хамщуллии Г-.Ф. Оценка количественного содержания дисперсных частиц - как стабилизаторов нефтяной эмульсии (суспензия)/ Р.Ф.Хамвдулпин, Р.Х.Мингаюв, МР.Хамиди, Р.М.Фатхутдинопа, И.К.Княмов,. Ф.Ф.Хамид/ллина, З.Х.Харламшяи «Вестник Казанского технологического университета». —2013. —Уз 22.-С281.

2. Хамидуллин Р.Ф. Изучение явления смачивания в нефтяных дисперсных системах при промысловой подготовке/ Р.Ф.Хамидуллин Р.Х.Миитазов, И.К.Киямов, Ф.Ф.Хамидуллит, Р.М.Фагхутдшюва, Э.Х.Харлампиди/ «Вестник Казанского технологического университета» •-2013.-№22.-С. 287

3. Хамидуллина Ф.Ф. Расчет параметров модели отстойника с вводами эмульсии через сопла в промежуточный слой. / ФФ.Хамидуллина, Р.Ф.Хамидуллин / «Экспозиция Нефть Газ» -2013,-N°2. -С. 58.

4. Хамидуллина Ф.Ф. Технология предварительного сброса, очистки пластовой воды и перекачки газожидкостной смеси на Тумутукском месторождеяии./Ф.Ф. Хамидуллина, Р.Ф. Ха-мидуллин, Валиев Р.Ф / «Экспозиция Нефть Газ». - 2013. -.Ys 4. - С. 101.

5. Хамидуллина Ф.Ф. Исследования влияния остаточного содержания газа в нефти на показания расходомеров на объектах сбора, приема-сдачи. /' Ф.Ф. Хамидуллина, Р.Ф. Хамидуллин // «Известия ВУЗ Нефть и газ». - Тюмень. - 2013. - №2. - С. 64.

6. Хамидуллина Ф.Ф. Исследование технологических потерь нефти на объектах месгорохще-ний ОАО «Шешмаойл» и их влияния на учет количества добываемой нефти. / Ф.Ф. Ха.ми-дуллика, Р.Ф. Хамидуллин, Ф.Ф. Хамидуллин, A.A. Газизоз, Р.Ф. Валиев // «Технология нефти и газа», - М; 2012. - jf». - С. 185.

7. Хамидуллина Ф.Ф. Исследования влияния остаточного содержания газа з нефти на показания расходомеров на объектах сбора, приема-сдачи на ДНС-бА ОАО «Шешмаойл». / Ф.Ф. Хамидуллина, A.A. Газизов // «Вестник Казанского технологаческсго университета» - 2012 -№12.-С. 185.

8. Хамидуллина Ф.Ф. Исследование и разработка нормативов технологически?: потерь нефти на Кшшкском месторождении ООО «НПФ-Иджат». / Ф.Ф. Хамидуллина, A.A. Газизов, Р.Ф. Хамидуллин // «Вестник Казанского технологического университета». - 2012. - Да 11.- С. 212

9. Хамиду ллина Ф.Ф. Исследование и разработка нормативов технологических потерь нефти на Восточно-Анзирском месторождении ЗАО «Р-Внедрекие». / Ф.Ф. Хамидуллина, A.A. Газизоз, Д.В. Мельников // «Вестник Казанского технологического университета». - 2012. - X" 12.-С. 190.

10. Хамидуллина Ф.Ф. Разработка нормативов технологических потерь нефти на Курмышском месторождении ОАО «МАКойл». / Ф.Ф. Хамидуллина, Р.Ф. Хамидуллин, A.A. Газизов, Д.В. Иванов//«Вестник Казанского технологического университета». -2012. - № 12. - С. 201.

11. Хамидуллина Ф.Ф. Исследование и определение технологических потерь нефти на объектах Тумутукского месторождения ООО «Татнефть-Геология». / Ф.Ф. Хамидуллина, Р.Ф. Хамидуллин, A.A. Газизов, Р.Ф. Валиев // «Вестник Казанского технологического университете» //«Вестник Казанского технологического университета». - 2012. - № 12. - С. 196.

12. Хамидуллина Ф.Ф. Об изменениях физико-хкмпческих свойств добываемой продукции нефтяных скважин в процессе разработки на некоторых площадях Рсмашкииского меггоро-ждеиия./Ф.Ф. Хамидуллина, A.A. Газизов // «Вестник Казанского технологического университета» . -2012,—Л*2 12.-С. 193,

13. Хамидуллина Ф.Ф. Разработка технатогического регламента предварительного сброса пластовой воды и перекачки газожидкостной смеси на Тумутукском моего рождении ООО «Татнефть-Геологню>./Ф.Ф.Хамидуллнна, Р.Ф.Хамидуллин, Р.М.Фатхутднмва, Р.Ф.Валигв // «Технология нефти и газа», - М; 2012. - №6 . - С 45.

14. Хамидуллина Ф.Ф. Исследование технологических потерь нефти на объектах месторождений ООО «Карбон-Ойл». / Ф.Ф.Хамидуллина, Р.Ф.Халшдуллин, Н.И.Хузии // «Вестник Казанскоготехнологическогоуниверситета».-2012.-Ns5 .-С. 140.

15. Хамидуллина Ф.Ф. Методика зьшолнения расчетов технологических потерь нефти / Ф.Ф.Хамвду.тлина, Р.Ф. Хамидуллин / «Вестник КГТУ» - 2011. 18. - С. 260.

- в других «зданиях:

1. Хамидуллина ©.©.Исследования влияния остаточного содержания газа в нефти ¡¡а показания расходомеров на объектах сбора, приема-сдачи. /У ХамидуллинаФ.Ф., Хамидуллин Р.Ф.// Нефть и нефтехимия. Сборник материалов всероссийской молодежной конференции с элементами научной школы. - Казань- 2011.-С. 110.

Заказ ______^________Тираж iCO

Офсетная лаборатория КНИТУ, 420015, Казань, К.Маркса, 63

^ П О —

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования «Казанский национальный исследовательский технологический университет»

на правах рукописи

04201459632

ХАМИДУЛЛИНА ФАРИДА ФАРИТОВНА

КОМПОЗИЦИОННЫЙ ДЕЭМУЛЬГИРУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

02.00.13 - нефтехимия

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор КНИТУ А.А. Газизов

Казань-2014

СОДЕРЖАНИЕ

С.

Введение....................................................................... 5

ГЛАВА 1. Аналитический обзор литературы.................................... 12

ГЛАВА 2. Исследование физико-химических свойств продукции нефтяных скважин в процессе разработки на некоторых площадях и горизонтах месторождений

Республики Татарстан.................................................. 42

ГЛАВА 3. Поиск и разработка композиционного деэмульгатора

промысловой подготовки продукции нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации месторождении............... 54

3.1. Характеристика исследуемых химических реагентов.............. 54

3.2. Исследование смачивающей, моющей способностей

и деэмульгирующей эффективности ПАВ-реагентов.............. 57

3.3. Разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий, стабилизированных механическими примесями.................... 65

3.4. Теоретическое и экспериментальное обоснование выбора химических реагентов для разработки многофункционального композиционного деэмульгатора........................................ 71

3.5. Сравнительные исследования и выбор наиболее эффективного деэмульгатора для промысловой подготовки продукции скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений....... 83

3.5.1. Сравнительные испытания деэмульгатора РЭНТ

и разработанного композиционного деэмульгатора ДЭН......... 83

3.5.2. Сравнительные исследования эффективности различных деэмульгаторов............................................................. 88

ГЛАВА 4. Технология промысловой подготовки продукции нефтяных

скважин на поздней стадии эксплуатации месторождении.... 99

4.1. Существующая технология сбора продукции нефтяных скважин на Тумутукском месторождении............................ 99

4.2. Отстойник для подготовки продукции нефтяных скважин

ОГХ............................................................................ 101

4.2.1. Расчет размеров внутренних конструктивных устройств отстойника ОГХ и параметров движения в нем промежуточного эмульсионного слоя........................................................ 102

4.2.2. Конструктивная особенность и технологическая схема работы отстойника ОГХ-100............................................ 108

4.3. Разработка технологии промысловой подготовки продукции

нефтяных скважин на УПСВ Тумутукского месторождения..... 113

4.3.1. Технические и технологические характеристики эксплуатации Тумутукского месторождения по разработанной технологии.................................................................. 117

4.4. Опытно-промысловые испытания композиционного деэмульгатора ДЭН на УПСВ Тумутукского месторождения... 119

4.5. Усовершенствованная методика выполнения расчетов технологических потерь нефти на нефтепромысловых

объектах..................................................................... 124

4.5.1. Потери капельной нефти от уноса потоком газа............ 125

4.5.2. Потери нефти от уноса сточными водами..................... 126

4.5.3. Потери нефти от испарения из резервуаров.................. 127

4.5.4. Потери нефти от испарения из автоцистерны

при наливно-сливных операциях....................................... 127

4.6. Расчет экономического эффекта от внедрения композиционного деэмульгатора ДЭН и сокращения технологических потерь нефти по новой технологии на УПСВ Тумутукского месторождения..................................................................... 128

4.6.1. Экономический эффект от внедрения композиционного деэмульгатора ДЭН........................................................ 128

4.6.2. Экономический эффект от сокращения технологических потерь нефти по разработанной технологии....................................................131

4.6.3. Расчет стоимости товарной формы деэмульгатора ДЭН... 132

Основные результаты и выводы................................................................................136

Список литературы................................................................................................................139

Приложения 1-4........................................................................................................................154

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. На нефтяных месторождениях Республики Татарстан осуществляется добыча девонских и высокосернистых нефтей. На поздней стадии эксплуатации месторождений процессы предварительного обезвоживания, глубокого обезвоживания и обессоливания нефти на установках подготовки нефти осложняются. Это в большей степени связано с применением химических реагентов для обработки призабойной зоны пласта у скважин, повышения нефтеотдачи пластов, борьбы с соле- и парафиноотложениями в скважинах и трубопроводах и капитального ремонта скважин. При осуществлении этих мероприятий вымываются грязевые отложения, накопившиеся в системе добычи и сбора продукции скважин, образуются высоковязкие массы на всем пути движения продукции скважин от пласта до объектов подготовки нефти. Физико-химические и реологические параметры продукции скважин значительно меняются: повышаются плотность и вязкость нефти, уменьшается газовый фактор, увеличивается содержание пластовой воды, природных эмульгаторов и механических примесей. Такое изменение параметров продукции нефтяных скважин приводит к существенному повышению стойкости водонефтяных эмульсий. При подъеме продукции скважин от забоя до устья и движении по трубопроводам системы сбора происходит перемешивание нефти с пластовой водой с образованием эмульсий, стойких к отделению воды от нефти при процессе обезвоживания. Стойкость эмульсии определяется размерами капель воды, прочностью бронирующих оболочек на границе раздела фаз «нефть-вода» асфальто-смолистых веществ и тугоплавких парафинов. Решающими параметрами, от которых зависит степень дисперсности эмульсии при совместном движении нефти, воды и газа являются скорость потока и величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Нефтяная эмульсия стабилизируется адсорбционными пленками, которые являются физическим барьером для контакта диспергированных глобул воды и их укрупнения. Причинами образования промысловых нефтяных эмульсий являются природа самой нефти и технология добычи, сбора и перемешивания нефти с водой при работе насосных

агрегатов. Перемешивание продукции скважин также наблюдается при энергичном барботировании газа через слой нефти с пластовой водой, при котором происходит дробление капель воды. Устойчивость эмульсий определяется временем их существования до полного разделения на нефть и воду.

Одним из важных параметров, влияющих на эффективность разрушения эмульсии, является вязкость нефти. От вязкости нефти в значительной степени зависит дебет и срок эксплуатации скважины, полнота выработки запасов нефти, транспорт нефти и многие другие показатели эксплуатации нефтяных месторождений.

Современные проблемы разрушения промысловых эмульсий, стабилизированных механическими примесями, выдвигают дополнительные требования к де-эмульгаторам. Помимо основных эксплуатационных свойств деэмульгатор должен обладать дополнительно эффективными смачивающими, моющими и пепте-зирующими свойствами. С этой целью, как компоненты композиционных составов, применяется широкий ряд известных поверхностно-активных веществ (ПАВ) - продуктов нефтепереработки и нефтехимии. Однако они не всегда являются эффективными в условиях постоянного изменения свойств и состава нефтяной продукции, что исключает универсальность их использования на залежах и месторождениях, которые эксплуатируются достаточно длительное время с момента разработки. Следовательно, требуется расширение ассортимента деэмульгирую-щих составов.

Кроме того, на месторождениях, вступивших в позднюю стадию эксплуатации, из-за существенного изменения физико-химических и реологических свойств нефти, требуется разработка и внедрение современных технико-технологических решений в системе добычи, сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин.

В настоящее время на многих мелких месторождениях отсутствуют самостоятельные системы сбора продукции скважин, а также процессы предварительного обезвоживания нефти и сброса пластовой воды. Добытая нефть с высоким со-

держанием пластовой воды транспортируется на установки подготовки нефти, расположенные на крупных месторождениях.

Обводненность продукции скважин месторождений Республики Татарстан в среднем достигает 80 %. При этом своя пластовая вода не используется в системе поддержания пластового давления (111Щ) для добычи нефти. Это существенно осложняет дальнейшую подготовку нефти на УПН. В связи с этим актуальна проблема максимального вовлечения продукции нефтяных скважин, а также интенсификации процесса подготовки продукции месторождений, вступивших в позднюю стадию эксплуатации.

Несовершенство технологических схем на мелких месторождениях влечет за собой и другие негативные процессы, такие как не качественная очистка воды от нефтепродуктов и неорганических взвесей, что в свою очередь обуславливает возникновение технологических потерь нефти. Весьма актуальной является проблема исследования и определения величин технологических потерь углеводородов. Потери нефти - это часть добытого, неиспользованного в народном хозяйстве ценного энергетического сырья. При существующей технологической системе добычи, сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин на промысловых объектах неизбежны потери углеводородов. Нормативы технологических потерь нефти необходимо использовать в расчетах валовой добычи нефти, при установлении платежей за пользование недрами, а также для исключения процесса загрязнения окружающей среды.

Таким образом, разработка технологий промысловой подготовки продукции скважин, включающих применение эффективных композиционных составов ПАВ-реагентов и технологических аппаратов, является весьма актуальной задачей.

Целью диссертационной работы является разработка комплекса мероприятий в технологии промысловой подготовки продукции скважин, вступивших в позднюю стадию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:

• Изучение физико-химических и реологических свойств продукции скважин различных месторождений Республики Татарстан, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

• Сравнительные исследования деэмульгирующей эффективности и моюще-смачивающей способности существующих импортных и отечественных деэмуль-гаторов и химических реагентов по отношению к нефтяным эмульсиям месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

• Разработка нового эффективного композиционного многофункционального де-эмульгатора с высокими поверхностно-активными свойствами, обеспечивающего интенсификацию и повышение эффективности разрушения стойких водонефтя-ных эмульсий месторождений на завершающей стадии эксплуатации.

• Разработка промысловой технологии подготовки продукции нефтяных скважин с применением композиционного деэмульгатора и эффективных технологических аппаратов, обеспечивающих исключение образования стойких промежуточных слоев, а также качественную очистку сточных вод для сокращения технологических потерь ценного углеводородного сырья для нефтехимии.

• Проведение промысловых испытаний разработанного композиционного деэмульгатора в новой технологии промысловой подготовки продукции нефтяных скважин.

• Разработка усовершенствованной методики выполнения расчетов технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах с целью вовлечения дополнительного количества добытой нефти в товарные поставки.

Научная новизна работы. . Установлено, что с увеличением температуры от 20 до 60°С скорость смачивания CAB на подложке (глина) неионогенными деэмульгаторами снижается, а сма-чивающе-моющими ПАВ и текстильно-вспомогательными веществами, среди которых наиболее предпочтительным является Синтанол AJ1M-10 (смесь этоксили-рованных спиртов фракции С12-14), - возрастает.

• Выявлена концентрационная зависимость относительного моющего действия ряда веществ и установлено, что среди исследованных ПАВ наибольшую моющую способность при удалении углеводородов с поверхности частиц мехприме-сей проявляет анионактивный алкилбензолсульфонат натрия в области критических концентраций мицеллообразования, который также имеет низкое значение краевого угла и высокую скорость смачивания САВ, выделенных из состава исследованных нефтей.

. Обнаружен неаддитивный характер зависимости и синергетический эффект де-эмульгирующего действия композиционного состава ПАВ-реагентов от соотношения компонентов, обеспечивающего эффективное разрушение устойчивых во-донефтяных эмульсий, стабилизированных частицами механических примесей, предварительное и глубокое обезвоживание высоковязких нефтей с удалением неорганических взвесей, а также дренирование сточных вод с низким содержанием нефтепродуктов.

. Теоретически обосновано и экспериментально установлено, что тринатрийфос-фат и триполифосфат натрия при соотношении 1:1 совместно с растворителем (кубовый остаток производства метилцеллозольва) повышают эффективность смачивающе-моющего действия смеси ПАВ (РЭНТ, Синтанол АЛМ-10 и Сульфа-нол) и интенсифицируют процесс деэмульсации высоковязких нефтей.

Практическая значимость работы. . На основе теоретических и экспериментальных исследований разработан композиционный деэмульгатор ДЭН. Деэмульгатор прошел опытно-промысловые испытания и рекомендован для подготовки продукции скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений, в частности, на УПСВ Тумутукского месторождения.

. На базе разработанной технологии подготовки продукции скважин построена и введена в эксплуатацию Тумутукская УПСВ. Технология рекомендуется для внедрения на других месторождениях с аналогичными условиями эксплуатации нефтепромысловых объектов.

• Усовершенствованная методика выполнения расчетов технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах широко применяется нефтегазодобывающими предприятиями и малыми нефтяными компаниями РТ.

• Технология позволяет сократить технологические потери нефти за счет повышения эффективности процесса деэмульсации и улучшения качества сточной воды при подготовке высоковязкой нефтяной продукции с применением современных технологий и технологических аппаратов.

Личный вклад автора состоит в формулировке и постановке целей и задач исследований, обработке существующих литературных данных, проведении лабораторных и промысловых исследований, реализации способов их решения и систематизации полученных данных. Результаты представленных исследований получены непосредственно самим автором или при его непосредственном участии.

Апробация работы: результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всероссийской молодежной конференции с элементами научной школы Казанского национального исследовательского технологического Университета (кафедра ХТТШГ, г. Казань, 24-25 ноября 2011 г.), на Научной школе с участием молодых ученых и специалистов ФГБОУ ВВО КНИТУ (г. Казань, 15-20 сентября 2012 г.), обсуждались на научно-техническом совете ООО УК «Шешма-ойл» (г. Альметьевск, 27 января 2012 г.), на научно-техническом совете ООО «Татнефть-Геология» (г. Альметьевск, 20 августа 2013 г.).

Автор выражает свою искреннюю благодарность д.т.н., профессору Хамидуллину Р.Ф. кафедры общей химической технологии КНИТУ за помощь в разработке и выборе методологии проведения экспериментов гл.З, технологического оборудования гл.4 и обсуждении результатов диссертационной работы.

Работа выполнена на кафедре химической технологии переработки нефти и газа ФГБОУ ВПО «Казанский национальный исследовательский технологический университет» в соответствии с планом Программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 гг. (Закон Рес-

публики Татарстан № 7-ЗРТ от 13.01.2007 г.). Отдельные разделы диссертационной работы выполнялись в ООО «НПФ Иджат».

Публикации работы: по теме диссертации опубликовано 15 статей, 1 тезис.

Структура и объем диссертационной работы:

Диссертация изложена на 163 страницах, состоит из введения и 4 глав, основных результатов и выводов, списка литературы, включающего 146 наименований. Работа иллюстрирована 25 рисунками и содержит 19 таблиц, 4 приложения.

ГЛАВА 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

История возникновения нефтяной промышленности Республики Татарстан уходит- своими корнями в далекое прошлое. Сохранилось множество свидетельств о зачатках нефтя