CC BY
182
18 ДОБЫЧА
УДК 622.276
Оценка эффективности широко применяемых реагентов-деэмульгаторов для обезвоживания нефти термохимическим способом
Е.А. Гладий
к.т.н., с.н.с.1
jeka [email protected]
A.Ф. Кемалов
д.т.н., профессор, зав. кафедрой ВВНиПБ1 [email protected]
B.И. Гайнуллин
к.х.н., доцент1
[email protected] Т.С. Бажиров
к.т.н., начальник отдела новых технологий2 [email protected]
1КФУ, Казань, Россия
2ЮКГУ им. М. Ауэзова, Шымкент, Казахстан
Работа посвящена выявлению сильных и слабых сторон широко применяемых в ПАО «Татнефть» деэмульгаторов. Проведен анализ их воздействия на нефть, а также изучены их свойства под влиянием различных факторов, таких как концентрация, температура, время, их влияние на степень эффективности деэмульсации. Выполнено сравнение основных свойств исследуемых реагентов.
Материалы и методы
Исследования эффективности деэмульгаторов проводились на эмульсиях, отобранных с добывающих скважин девонского и угленосного типа ПАО «Татнефть» методом «бутылочной пробы» .
Ключевые слова
нефть, эмульсия, деэмульгатор, исследование
Процесс нефтеподготовки очень важный этап в разработке нефти. От него зависит качество добытой нефти и производимых нефтепродуктов, а также их стоимость.
При эксплуатации нефтепромыслового оборудования в реальных условиях зачастую образуются высокоустойчивые эмульсии. В связи с этим важно выбрать соответственный метод дальнейшей технологической обработки, а также глубину отделения нефти от водяной фазы. Агрегативная устойчивость этих эмульсий измеряется временем ее существования вплоть до полного разделения жидкостей, образующих эмульсию.
Длительная эксплуатация нефтяных месторождений и заводнение нефтеносных пластов приводят к образованию стойких водонефтяных эмульсий [1-4]. Они снижают показатели работы насосных установок, так как может происходить увеличение перегрузок электродвигателя или увеличение давления жидкости. Как следствие — неполадки и обрывы штанг ШГНУ, прорывы коллекторов в системах сбора нефти и газа, сбой в электрической части УЭЦН. В итоге возникает затруднение сепарации газов и предварительного сброса воды. В связи с необходимостью ведения работ по разрушению стойких эмульсий, в системах подготовки нефти имеет место наибольший рост и метало- и энергоемкости.
Для борьбы с этим явлением широко применяют обработку водонефтяных сред с помощью деэмульгаторов. Использование
Смесь скважин Горизонт
№ 284, 9535, 20150, 20338 девон
№ 3559, 20570, 20693, 32756 девон
№ 3141, 15644, 15730, 26852 карбон
№ 1301, 3818, 3805, 3858 карбон
реагентов представляет собой достаточно сложный многофакторный процесс, успешная реализация которого зависит от скрупулезного учета влияния каждого из факторов (строение и свойства реагента, характер его взаимодействия с заряженными оболочками глобул и механическими примесями, влияние термодинамических условий и др.) на механизм и эффективность деэмульсации [5, 6].
Глубина обезвоживания нефти во многом зависит от эффективности применяемых реагентов-деэмульгаторов [7]. Целью исследования было изучение эффективности широко применяемых реагентов-деэмульга-торов в процессе термохимического обезвоживания нефти. В результате данных исследований должны быть выявлены наиболее эффективные реагенты-деэмульгаторы для эффективного обезвоживания нефти.
В качестве реагентов для сравнения были выбраны деэмульгаторы, которые в получили широкое промышленное применение в ПАО «Татнефть», а именно Рекод-118 А2/3, Интекс-720 и Реапон-ИК2М.
Исследования эффективности каждого реагента проводились на эмульсиях, отобранных с добывающих скважин девонского и угленосного типа ЦДНГ-5 НГДУ «Альметьевскнефть» и ЦДНГ-2, ЦДНГ-3 НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть». Для приготовления представительных эмульсий для каждого промысла отбирали пробы с нескольких добывающих скважин (таб. 1), которые затем смешивались, моделируя
Плотность эмульсии, кг/м3
860
847
962
971
Содержание воды, % мас.
65
55
46
47
Таб. 1 — Характеристика нефтей
№ Тип реагента Удельный Объем отделившейся воды, % за время, мин Остаточное
расход, содержание
г/т 10 20 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 воды, %
1 Реапон-ИК2М 40 1,5 1,5 1,5 2 3,1 4,6 5,4 7,7 8,5 10,0 63,1 73,8 95,4 100,0 0,0
2 Интекс-720 40 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 9,2 24,6 58,3
3 Рекод-118 А2/3 40 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,5 4,6 7,7 10,8 12,3 38,5 50,8 69,2 95,4 7,9
4 Реапон-ИК2М 50 2,0 2,5 3 3,5 6,2 21,5 29,2 36,9 39,2 41,5 60,0 69,2 96,2 100 0,0
5 Интекс-720 50 0,0 0,0 0,0 0,0 3,1 20,8 27,7 33,8 35,4 36,9 46,2 52,3 89,2 96,9 5,4
6 Рекод-118 А2/3 50 0,0 0,0 0,0 0,0 4,6 43,1 49,2 50,8 53,8 55,4 69,2 95,4 96,2 97,7 4,1
7 Реапон-ИК2М 60 2,0 2,5 3 4 21,5 56,9 61,5 64,6 65,4 66,2 76,9 98,5 99,2 100,0 0,0
8 Интекс-720 60 0,0 0,0 0,0 0,0 13,1 53,8 56,9 58,5 60,0 60,0 67,7 78,5 96,9 98,5 2,8
9 Рекод-118 А2/3 60 0,0 1,5 1,5 1,5 26,2 64,6 69,2 69,2 70,8 72,3 96,9 98,5 98,5 100,0 0,0
10 контроль 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 65,0
Температура, °С 8 8 8 8 8 8 20 20 20 20 60 60 60 60
Таб. 2 — Исследование деэмульгирующих свойств реагентов на смеси скважин №. 284,9535,20150,20338 (ТТП)
жидкости, поступающие по направлениям.
Испытания проводились методом «бутылочной пробы» [8], согласно которому предусматривается последовательное разрушение эмульсии при температурах: 7-8°С (моделирование холодной деэмульсации в условиях ДНС), 20°С (моделирование ступени предварительного сброса), и 40-60°С (моделирование ступени глубокого обезвоживания). Время отстаивания на каждой ступени составляло не менее 2-х часов. Замеры проводили каждые 10-30 минут для получения более четкой картины по количеству выделившейся воды. Содержание остаточной воды в нефти после деэмульсации определялось на анализаторе концентрации воды в нефти АОЛ 101М. Для получения более достоверной информации об эффективности сравниваемых деэмульгаторов, реагенты дозировались в товарных формах
микрошприцами при удельных расходах от 30 до 110 г/тн нефти в зависимости от агрега-тивной устойчивости исследуемой жидкости.
В таб. 2 и 3 представлены результаты обезвоживания представительных эмульсий девонской нефти выбранными реагентами по направлениям.
Из приведенных данных видно, что лучшим оказался реагент марки Реапон-ИК2М, проявляющий деэмульгирующую активность даже при холодном отстаивании при всех удельных расходах реагента, достигая при этом глубины обезвоживания нефти 100%. Интекс-720 показал результаты похуже, начинал в основном действовать при температуре 200С и достигая степень обезвоживания нефти максимум 98% при удельном расходе реагента в 60 г/т, а реагент марки Рекод-118 А2/3 занимает промежуточное положение.
В таб. 4 и 5 представлены результаты
обезвоживания эмульсии карбоновой нефти выбранными реагентами.
Таб. 4 (смесь скважин ЦДНГ-5 НГДУ «Аль-метьевскнефть») показывает, что практически все выбранные нами реагенты проявляют деэмульгирующую активность как при холодном, так и при горячем отстаивании. Однако наилучшую глубину обезвоживания показал реагент марки Реапон-ИК2М, которая составила порядка 93,5%.
Испытания, проводимые на особо стойких эмульсиях, отобранных с добывающих скважин Орловского и Зычебашского месторождений ЦДНГ-3 НГДУ "Прикамнефть" до точек подачи реагента-деэмульгатора. Результаты исследований представлены в таб. 5.
Анализ результатов показал, что при исследовании угленосных эмульсий, отобранных в ЦДНГ-3, высокая стартовая скорость и наилучшая степень водоотделения при
№ Тип реагента Удельный Объем отделившейся воды, % за время, мин расход,
Остаточное содержание
г/т 10 20 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 воды, %
1 Реапон-ИК2М 30 3,6 6,4 8,2 10,0 12,7 14,5 19,1 24,5 27,3 32,7 50,9 96,4 98,2 100,0 0,0
2 Рекод-118 А2/3 30 3,6 4,5 5,5 7,3 9,1 12,7 19,1 25,5 29,1 32,7 43,6 83,6 97,3 99,1 1,1
3 Интекс-720 30 1,8 3,6 4,5 5,5 7,3 9,1 18,2 29,1 34,5 38,2 58,2 96,4 97,3 100,0 0,0
4 Реапон-ИК2М 35 2,7 5,5 7,3 9,1 11,8 16,4 23,6 32,7 38,2 45,5 96,4 98,2 98,2 100,0 0,0
5 Рекод-118 А2/3 35 1,8 3,6 4,5 6,4 8,2 11,8 20,9 32,7 36,4 40,0 63,6 96,4 97,3 99,8 0,09
6 Интекс-720 35 0,0 0,0 0,0 0,0 3,6 5,5 14,5 38,2 41,8 49,1 94,5 98,2 99,1 100,0 0,0
7 контроль 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,8 1,8 5,5 53,6
Температура, °С 8 8 8 8 8 8 20 20 20 20 60 60 60 60
Таб. 3 — Исследование деэмульгирующих свойств реагентов на смеси скважин №. 3559,20693,20570,32756 (МТП) № Тип реагента
Удельный Объем отделившейся воды, % за время, мин расход,
Реапон-ИК2М Интекс-720 Рекод-118 А2/3 Реапон-ИК2М Интекс-720 Рекод-118 А2/3 Реапон-ИК2М Интекс-720 Рекод-118 А2/3 10 контроль Температура, °С Таб. 4
г/т
70 70 70 90 90 90 110 110 110 0
10
2,2 0,0 2,2
20
5,4 0,0 5,4
30,4 65,2
13,0 45,7
23.7 66,7
34.8 71,7 20,2 49,0 38,7 77,5
0,0 8
0,0 8
30
9.7 0,0
9.8
69.6
58.7 66,7
69.6
59.7 83,9 0,0 8
60
14.0 0,0 12,0 80,4 74,6 79,6 82,6
76.1 86,1 0,0 8
90
23,7 3,2
20.7 83,1 80,4
81.8 84,8 84,3 86,1 0,0 8
120
30,1
5,4
23,9
85,3
84,8
86,1
89.1 88,6
88.2 0,0 8
150
36,6
6,5
32,6
89,1
85,3
86,1
89.1 88,3
88.2 0,0 20
180
47.4 10,8
43.5
91.3
87.0
86.1 89,1
87.4 90,4 0,0 20
240
58,1 15,1
270
68,9 20,4
50,0 78,3 91,3 91,3
210
56,0
14.0 45,7 91,3
89.1
88.2
91.3
89,5 89,5 89,5
90.4 90,4 90,4 0,0 20
89.1
88.2 91,3
0,0 20
89.1
88.2 91,3
0,0 60
300
71,0 25,8 63,0 91,3
91.3
90.4
93.5
330
71,0 38,7
67.4
93.5 89,5
90.4
93.5
89,5 91,3 90,4 91,5
0,0 60
1,1
60
360
73.2 43,0
67.4
93.5 89,5
90.4
93.5
91.3 91,5 3,3 60
Остаточное содержание воды, %
18,6
32,7
21,7
5,3
8,2
7,6
5,3
6,9
6,8
45,2
— Исследование деэмульгирующих свойств реагентов на смеси скважин №. 3141,15644,15730,26852 (ЦПС)
№ Тип реагента Удельный Объем отделившейся воды, % за время, мин Остаточное
расход, содержание
г/т 10 20 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360 воды, %
1 Интекс-720 70 0,0 0,0 0,0 0,0 2,1 9,6 23,4 25,5 26,6 26,6 27,7 36,2 42,6 59,6 26,4
2 Реапон-ИК2М 70 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,4 12,8 17,0 19,1 20,2 23,4 38,3 55,3 100,0 0,0
3 Рекод-118 А2/3 70 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 9,6 12,8 14,9 17,0 23,4 53,2 72,3 97,9 1,9
4 Интекс-720 90 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 14,9 30,9 34,0 34,0 34,0 36,2 93,6 95,7 97,9 1,9
5 Реапон-ИК2М 90 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,4 16,0 20,2 23,4 24,5 27,7 53,2 91,5 96,8 2,8
6 Рекод-118 А2/3 90 0,0 0,0 0,0 0,0 3,2 6,4 11,7 14,9 17,0 19,1 22,3 46,8 59,6 97,9 1,9
7 Интекс-720 110 1,1 1,1 2,1 2,1 2,1 12,8 23,4 23,4 24,5 24,5 26,6 36,2 44,7 93,6 5,4
8 Реапон-ИК2М 110 0,0 0,0 1,1 1,1 3,2 21,3 34,0 38,3 38,3 38,3 40,4 95,7 97,9 98,9 0,9
9 Рекод-118 А2/3 110 0,0 0,0 1,1 2,1 4,3 22,3 40,4 40,4 44,7 44,7 66,0 93,6 95,7 97,9 1,9
10 контроль 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,4 45,4
Температура, °С 8 8 8 8 8 8 20 20 20 20 60 60 60 60
Таб. 5 - Исследование деэмульгирующих свойств реагентов на смеси скважин № 1301, 3818, 3805, 3858 (ЦППН)
дозировках близких к промысловым достигается деэмульгатором Реапон-ИК2М. Разрушение естественной карбонской эмульсии смеси скважин выявило, что при небольших дозировках высокая скорость водоотде-ления, особенно при температурах 20°С, наблюдается у образцов Интекс-720, но, к сожалению, в дальнейшем эффективность его падает. При увеличении температуры, глубина и скорость водоотделения, особенно при температурах 60°С и дозировках 90 и 110 г/т, возрастает при использовании Реапон-ИК2М.
По полученным нами результатам обезвоживания нефтей девонского и угленосного типа НГДУ «Альметьевскнефть» и «При-камнефть» можно сказать, что наилучшую эффективность в плане степени обезвоживания и динамики отстоя воды от нефти как при холодном, так и при горячем отстаивании показал в общем реагент-деэмульгатор марки Реапон-ИК2М.
В таб. 6 представлена средняя оценка
эффективности реагентов по глубине обезвоживания нефти различных направлений.
Итоги
В результате проведенных исследований наибольшую эффективность показал реагент марки Реапон-ИК2М в процессе термохимического обезвоживания нефти девонского и угленосного типа нескольких НГДУ ПАО «Татнефть».
Выводы
Обоснована необходимость и допустимость применения определенных подходов для получения более достоверной информации об эффективности сравниваемых реагентов де-эмульгаторов, широко используемых в ПАО «Татнефть».
Список используемой литературы
1. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия, 2001. 568 с.
Наименование реагента Смеси скважин по направлениям
2. Книга Налко о воде. Изд. Второе. Под редакцией Фрэнка Н. Кеммера. McGraw-Hill Book Company. 1987. 1103 c.
3. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1982. 271 с.
4. Туманян Б.П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем. М.: Наука и техника, 2000. 335 с.
5. Байков Н.Н., Позднышев Т.Н., Манусов Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1981. 261 с.
6. Кошелев В.Н. Химия нефти: учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. МАКС Пресс, 2009. 100 с.
7. Ребиндер П.А. Избранные труды. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. М.: Наука, 1978. 368 с.
8. РД 153-39.0-313-03 Методика испытаний, подбора и контроля использования деэмульгаторов при промысловой подготовки нефти. ТатНИПИнефть, 2003.
ТТП МТП ЦПС ЦППН
8°С 20°С 60°С 8°С 20°С 60°С 8°С 20°С 60°С 8°С 20°С 60°С
Реапон-ИК2М 27,7 39,2 100 15,5 39,1 100 68,2 80,2 86,7 11,4 27,7 98,6
Интекс-720 24,9 32,3 73,3 12,3 36,3 99,5 59,6 64,6 74,6 12,4 28,4 83,7
Рекод-118 А2/3 36,4 46,7 97,7 7,3 43,6 100 66,1 76,2 83,1 9,6 26,9 97,9
Таб. 6 — Средняя оценка эффективности реагентов по глубине обезвоживания
ENGLISH
OIL PRODUCTION
Assessment of the effectiveness of a widely used reagent-demulsifier in the thermochemical dehydration of oil
Author:
Evgeny A. Glady — Ph. D., senior researcher1; jeka [email protected]
Alim F. Kemalov — Sc.D., professor, head the Department of HVO&NB1; [email protected] Vasil I. Gainullin — Ph. D., associate professor1; [email protected]
Tynlybek S. Bazhirov — Ph. D., head of innovation technologies department2; [email protected]
1Kazan Federal University, Kazan, Russian Federation
2M.O. Auezov South Kazakhstan State University, Shymkent, Kazakhstan
UDC 622.276
Abstract
The paper was devoted to identifying the strengths and weaknesses of demulsifiers widely used in PJSC "TatneftIt was carried the analysis of their impact on oil and was studied of their properties under the influence of various factors such as concentration, temperature, time, and their influence on the degree of efficiency demulsification. The comparison of the basic properties and summing up the final results of the work of the studied reagents were determined.
Materials and methods
Research on the effectiveness of demulsifiers, such as Rekod-118 A2/3, Intex-720 and the Reapon-IK-2M was carried out on the emulsions sampled wells in the Devonian and Carboniferous type JSC "Tatneft" method "bottle test".
Results
Studies revealed the most effectiveness of reagent Reapon-IK-2M in the process of thermochemical dehydration of Devonian
oil of PJSC "Tatneft" several oil fields. Conclusions
It was proven necessity and the validity of certain approaches to obtain more reliable information on the effectiveness of comparable reagents of demulsifiers are widely used in PJSC "Tatneft".
Keywords
oil, emulsion, demulsifier, study
References
1. Manovyan A.K. Tekhnologiya pervichnoy pererabotki nefti i prirodnogo gaza [Technology of primary processing of oil and natural gas]. Moscow: Chemistry, 2001, 568 p.
2. The book of Nalco about water. Ed. Second. Edited by Frank N. Kemmer. McGrow-Hill Book Company, 1987, 1103 р.
3. Pozdnyshev G.N. Stabilizatsiya i razrushenie neftyanykh emul'siy [Stabilization and destruction of oil emulsions]. Mocsow:
Nedra, 1982, 271 p.
4. Tumanyan B.P. Nauchnye iprikladnye aspekty teorii neftyanykh dispersnykh sistem [Scientific and applied aspects of the theory of oil disperse systems]. Moscow: Nauka i tekhnika, 2000, 335 p.
5. Baykov N.N., Pozdnyshev T.N., Manusov R.I. Sbor i promyslovaya podgotovka nefti, gaza i vody [The collection and field processing of oil, gas and water]. Moscow: Nedra, 1981, 261 p.
6. Koshelev V.N. Khimiya nefti: uchebnoe
posobie [Chemistry of petroleum: a manual]. Moscow: Russian state University of oil and gas I. M. Gubkin. MAKS Press, 2009, 100 p.
7. Rebinder P.A. Izbrannye trudy. Poverkhnostnye yavleniya v dispersnykh sistemakh. Kolloidnaya khimiya [Selected works. Surface phenomena in disperse systems. Colloid chemistry]. Moscow: Nauka, 1978, 368 p.
8. Guidance document Method of testing, selection and control of using demulsifiers in oil treatment, TatNIPIneft, 2003.
