Совершенствование технологии подготовки нефти на Приразломном нефтяном месторождении

Увеличение потребления углеводородов требует комплексного и рационального подхода к использованию природного сырья, сокращению его потерь при сборе, подготовке и хранении. Эффективность разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений в определенной мере связана с применением современных технологических процессов сбора, подготовки, транспорта и хранения (СПТХ) нефти [1].

Подготовка нефти – это комплекс мероприятий, направленных на получение из водонефтяных эмульсий, поступающих непосредственно с месторождения, товарной нефти с определенным количеством воды, газа, солей и механических примесей. Качество подготовки нефти определяется содержанием воды, механических примесей, хлористых солей и давлением насыщенных паров.

Основная масса товарной нефти, подготавливаемой на ЦПС Приразломное, сдается потребителю с содержанием воды до 0,5 % и хлористых солей до 100 мг/л в соответствии с 1 группой качества по ГОСТ Р 51858-2002 год. Для этого на большинстве ЦПС Западной Сибири используется термохимическое обезвоживание, включающее обработку нефти реагентом-деэмульсатором, нагрев и отстаивание. Для интенсификации процесса отстаивания могут использоваться электродегидраторы [4].

В целом анализ работы ЦПС «Приразломное» показывает, что превышение производительности по жидкости составляет 18% от проектной. Фактическая обводненность эмульсии превышает проектную и составляет 39,%.

Ввиду того, что обводненность нефти на Приразломном месторождении быстро растет, и фактические показатели по жидкости превышают проектные, назрела необходимость строительства установок подготовки пластовых вод на ДНС-2,3 с последующей откачкой на кустовые насосные станции (КНС). Решение этой проблемы позволит отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС и разгрузить технологическое оборудование ЦПС по воде.

Одним из наиболее важных технологических параметров, который оказывает существенное влияние на успешное осуществление обезвоживания нефти, является температура. Необходимая температура процесса обезвоживания нефти определяется агрегативной устойчивостью подготавливаемых эмульсий и свойствами применяемого деэмульгатора. В соответствии с проектом температура на ступени предварительного обезвоживания нефти принята 35 ° С, на ступени глубокого обезвоживания 45 ° С. Для уточнения температурного режима обезвоживания нефти была исследована устойчивость эмульсий, поступающих на Приразломный ЦПС и влияние температуры на эффективность ее разрушения [2].

Исследование устойчивости эмульсий Приразломного ЦПС проведено на пробах, отобранных перед УПН-1,2 до точки ввода деэмульгатора, а также на выходе С-2 после ввода деэмульгатора. Пробы эмульсии обезвоживались при температуре 40 ° С с введением Сепарола WF-41 в количестве 20 и 40 г/т. Пробы эмульсии, отобранные на выходе С2 после ввода деэмульгатора, разрушались без введения реагента.

Как видно из таблицы 1 остаточное содержание воды в нефти при разрушении эмульсии в стандартных условиях при температуре 40 ° С с удельным расходов 40 г/т составляет менее 0,2%.

Исследование влияния температуры на эффективность разрушения эмульсии проведены на свежих промысловых эмульсиях, которые отбирались на Приразломном ЦПС до точки подачи деэмульгатора.

Данные по обследованию на устойчивость эмульсий на Приразломном ЦПС

Таблица 1

Таблица 2

Данные по обезвоживанию промысловых эмульсий Приразломного ЦПС при разных температурах

Промысловые эмульсии разрушались по методике СибНИИНП. Исследовался процесс предварительного и глубокого обезвоживания нефти при температурах 30,35,40 ° С с разным расходом деэмульгатора Сепарола WF-41. Учитывая время нахождения эмульсии в отстойниках и электродегидраторах, тесты были поставлены при времени отстоя эмульсии в течении 30 и 60 минут. Эффективность процесса оценивалась по скорости отделения воды при отстаивании и по глубине обезвоживания нефти после завершения процесса отстоя. Результаты исследований приведены в табл. 2 [3].

Как видно из представленных данных, при температуре 35 ° С и расходе реагента 40 г/т предварительное обезвоживание в первые 30 минут осуществляется недостаточно эффективно (40,5% выделенной воды от исходного содержания), что объясняет неудовлетворительную работу отстойников. Основное количество воды выделяется спустя 40-55 минут.

30 мин (64,7% от исходного содержания воды, даже при снижении расхода реагента до 35 г/т), что нам и необходимо. Следовательно, для того, чтобы получить лучшие результаты работы отстойников необходимо повысить температуру нагрева жидкости на первой ступени нагрева до 40 ° С. Увеличение температуры нагрева на первой ступени, во-первых, приведет к уменьшению расхода реагента, во-вторых, улучшит работу отстойников.

Ввиду того, что обводненность нефти на Приразломном месторождении быстро растет, второй фактор необходим, для создания необходимых условий работы электродегидраторов в режиме электрообезвоживания.

Таким образом совершенствование подготовки (повышение температуры нагрева жидкости на первой ступени подготовки с 35 ° С до 40 ° С) позволяет улучшить работу отстойников (уменьшить обводненность выходящей нефти с 15-18% до проектных 5-10%), а также сократить расход реагента «Сепа-рол WF-41» с 40 до 35 г/тонну.