Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка методов обезвоживания скважиной продукции нефтяных месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка методов обезвоживания скважиной продукции нефтяных месторождений"

На правах рукописи

003447841

МАГОМЕДШЕРИФОВ НУХ ИМАДИНОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ СКВАЖИНОЙ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождении

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

О 2 ОПТ 2008

Тюмень - 2008

003447841

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Научный руководитель - кандидат технических наук

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Андреева Наталья Николаевна - кандидат технических наук, Савватеев Юрий Николаевич

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

Защита состоится 25 октября 2008 г в 14 00 часов на заседании диссертационного совета Д 212 273 01 при ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул Мельникайте, 72 а, каб 32

Автореферат разослан 25 сентября 2008 г

Ученый секретарь

диссертационного совета,

Леонтьев Сергей Александрович

научно - исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

доктор технических наук, профессор

Г.П Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на заключительной стадии разработки, для которых характерна высокая обводненность (9698%) скважиной продукции

Сложность технологии разрушения водонефтяных эмульсий заключается в необходимости одновременного учета множества параметров, меняющихся в динамике К ним относятся компонентный состав нефти, степень ее обводненности, температурный режим, необходимость индивидуального подбора химических реагентов -деэмульгаторов, с учетом их стоимости, а также средств понижающих вязкость для каждого конкретного объекта с одновременной корректировкой их дозировок с течением времени в зависимости от изменения условий

Следует отметить, что при наличии множества импортных и отечественных деэмульгаторов процесс подготовки товарной нефти протекает с относительно большими потерями, что обусловлено высокой степенью обводненности, глубиной залегания добываемой нефти, а также различными прочностными свойствами нефтяных эмульсий Поэтому исследование факторов, влияющих на эффективность подготовки товарной нефти, является весьма актуальным Цель работы

Повышение эффективности и совершенствование технологических схем и режимов подготовки скважиной продукции Основные задачи исследования

1 Анализ динамики внедрения современных деэмульгаторов в России

2 Опытно - промышленные исследования и выявление оптимальной эффективности реагентов, применяемых на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

3 Исследование метода гравитационного разделения нефти и воды (холодною отстоя) с применением оригинального отстойника для отделения воды от нефти

4 Промысловая апробация технологии подачи реагентов на технологических установках подготовки нефти

5 Определение оптимального технологического режима подготовки транспортной нефти на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Научная новизна выполненной работы

1 Исследованиями эффективности действия реагентов во времени и при изменении концентрации, установлено что отечественный деэмульгатор ФЛЭК Д 012 и УНИКЭМ (композиция на основе ФЛЭК Д 012) обеспечивает приемлемое качество подготовки скважиной продукции при использовании их на высокообводненных нефтях месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

2 Предложена методика промыслового исследования применения новых реагентов на технологических установках подготовки скважиной продукции

Практическая ценность и реализация

1 Предложена технология компаудирования разнотипных нефтей с различной плотностью как эффективный способ снижения давления насыщенных паров нефти, обеспечивающих увеличение выхода товарной нефти Реализация разработанной технологии позволит обеспечить дополнительную сдачу нефти в объеме 100-300 тыс тонн в год, а также сокращение затрат на дополнительный нагрев нефти и утилизацию легких фракций

2 Разработан и внедрен отстойник для обезвоживания мало- и срсднеобводненных нефтей (до 50% ) на технологической установке подготовки скважиной продукции без применения деэмульгатора позволило повысить эффективность метода электродеэмульгации Экономический эффект данного мероприятия составил около 1150000 руб в год

3 Результаты исследований, выводы, методические и практические рекомендации вошли в технологические регламенты установок предварительного сброса воды (УПСВ) Крайнего, Карамовского, Сугмутского и Романовского месторождений, установок подготовки нефти (УПН) Муравлснковского центрального пункта сбора (ЦПС), Суторминского ЦПС и Холмогорского ЦПС ОАО «Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз»

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Международной научно-практической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2003 - 2007 гг), на научно - технических советах ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнетегаз» (2003 - 2008 гг), на научно-технических семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений ТюмГНГУ (2003 - 2008 гг)

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 13 печатных работах, в том числе, в 5 статьях в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, в одной монографии Получено 2 два патента изобретения авторское свидетельство

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 122 страницах машинописного текста, содержит 18 таблиц, 23 рисунка Состоит из введения, 4 разделов,

основных выводов и рекомендаций, списка источников из 206 наименований

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснованы постановка и актуальность темы, сформулированы цель, основные задачи исследования, научные положения, научная новизна и практическая ценность работы

В первом разделе дана классификация нефтяных эмульсий, изучены основные закономерности образования и факторы устойчивости нефтяных эмульсий, приведены реологические свойства нефтей и влияние их на процессы эмульгации и деэмульгации При этом использовались труды отечественных и зарубежных ученых Байкова Н М, Емкова А А, Митрофанова А 3 , Мышкина Е А, Петрова А А, Порайко И Н , Позднышева Г Н , Рахматуллина Г М , Ребиндера П А , Смирнова Ю С , Тронова В П , Хамидуллина Ф Ф

Проведен анализ динамики внедрения современных деэмульгаторов в России В последнее десятилетие наблюдается рост числа отечественных деэмульгаторов С учетом высокой стоимости зарубежных деэмульгаторов и накопленного положительного опыта работы с использованием отечественных деэмульгаторов марки СНПХ меньшей стоимости целесообразен переход предварительной подготовки нефти на использование деэмульгаторов СНПХ-4315, СНПХ-4705, СНПХ-4810А на 70-80%, а импортные деэмульгаторы применять только при нарушении режима или повышенной устойчивости обрабатываемых эмульсий

В результате проведенного анализа динамики внедрения современных деэмульгаторов в России было установлено, что в последнее десятилетие в России проводится активное внедрение неионогенных деэмульгаторов последнего поколения как импортных, так и отечественного производства Вместе с тем следует отметить, что по данным множества исследований разработка и применение способов

деэмульгации остается актуальной задачей Все это обуславливает необходимость дальнейших исследований по выявлению наибольшей эффективности и внедрению новых реагентов и способов их применения

Во втором разделе дана общая характеристика месторождений, разрабатываемая ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», а также представлены результаты промысловых испытаний промышленных деэмульгаторов

Крупнейшими месторождениями ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» являются Суторминское и Муравленковское В настоящий период компанией проводятся работы на Сугмутском, Романовском, Ярайнерском, Еты-Пуровском, Северо-Янгтинском, Умсейском, Вынгаяхинском, Восточно-Вынгаяхинском, Спорышевском, Новогоднем и других месторождениях

В ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» входят около 30 подразделений, включая 4 нефтегазодобывающих управления (НГДУ) 18 месторождений, на которых работает ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», отличаются качественной нефтью и низкой степенью выработанное™ (запасы почти половины месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» выработаны менее чем на 20%, значительно выработаны только 4 месторождения - на 80%) В настоящее время в разведке находится около 20 месторождений Аудит запасов ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» проводился компанией Miller&Lents Доказанные запасы в стандартах SPE оцениваются в 573 млн тонн, а перспективные и прогнозные около 362 млн тонн Запасы газа компании оцениваются в 65,7 млрд кубометров Нефть, добываемая ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», характеризуется достаточно низким содержанием серы Качество соответствует стандарту Siberian light Физико-химические показатели нефш и компонентный сосив нласювон

мефш по ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» представлены в таблице 1 и2

Большинство из имеющихся месторождений представляют собой многопластовые залежи и имеют хорошие перспективы для добычи нефти на других горизонтах, что создает возможности для получения дополнительно 40 - 60 баррелей в день с каждой скважины

Таблица 1 - Физико-химические показатели нефти но ОАО «Газпромнефть _- Ноябрьскнефтегаз»__

Наименование Показатели

Плотность, кг/м'® 823 - 835

Вязкость кинематическая, мм^/с 2,3 - 4,0

Содержание в нефти, % масс

- воды 32-52

- серы 0,2-0,3

- парафинов 1,7-5,1

- смол 3,8-4,8

-асфальтенов 0,4-1,2

- солей, мг/л 200 - 300

Фракционный состав, % масс

- до 300°С 49-55

Температура застывания, °С -12

Таблица 2 - Компоненшый состав плановой нефш по месторождениям

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Компоненты (мольные доли) Наименование месторождения

Новогоднее 1 Карамановское | Крайнее Муравленковское Холмогорское Вынгапуровское | Вынгаяхское 1 Суторминское Сутмутское Спорышевское

С02 0,01 0,04 0,21 0,1 0,07 0,04 0,2 0,01 0 0,32

N2 0,12 0,74 0,52 0,47 0,62 0,34 0,66 0,43 0,33 0,44

СН4 27,22 24,27 26,01 24,48 23,98 27,75 32,32 25,1 26,28 29,26

С2Н« 9,06 1,6 2,36 1,57 2,32 6,8 4,32 1,31 1,03 2,95

с,н8 9,73 3,55 5,42 3,64 5,66 11,82 8,67 3,54 1,49 5,8

И - С4Н10 1,42 2,09 1,9 2,76 1,74 3,14 2,21 2,13 1,31 1,3

Н - С4Н10 4,95 3,58 4,27 3,71 4,81 5,71 5,06 3,55 2,12 4,05

И - С,Н|2 1,69 1,9 1,9 2,06 1,77 2,27 1,98 1,94 1,12 1,55

Н - С5Н|2 2,83 2,43 2,57 2,29 2,72 2,57 2,39 2,17 1,45 2,5

42,97 59,8 54,84 58,92 56,36 39,56 42,19 59,82 64,89 51,8

Молекуляр ная масса 100,9 143.4 132,6 137,5 132,1 91 104 143 131,5 195,5

В разделе приводятся принципиальные технологические схемы цехов подготовки сырья (ЦПС) месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», по которым проводились исследования в данной работе.

В третьем разделе приводится описание и принцип работы запатентованного резервуара - отстойника. Предлагаемой конструкцией отстойника применяется для обезвоживания мало- и среднеобводненных нефтей (до 50% ) на технологической установке подготовки скважиной продукции без применения деэмульгатора (см. рис. 1).

Рисунок 1 - Схема модифицированной конструкции отстойника Отстойник состоит из резервуара 1 объемом 10000 м1, в полости которого установлен горизонтально перфорированный патрубок (маточник) 2, длиной 25 м, диаметром 525 мм для подачи в резервуар водонефтяной эмульсии (сырую нефть), патрубка 3 для отвода обезвоженной нефти и патрубка 4 для отвода воды.

Перфорированный патрубок 2 установлен в полости резервуара 1 на высоте 0,2 - 1,0 метр от уровня дна резервуара и перфорирован по бокам и снизу. Суммарная площадь перфорации патрубка в 1,5-2 раза превышает

его сечение, а площадь боковой перфорации в 2 - 2,5 раза превышает площадь перфорации, расположенной снизу патрубка Патрубок 3, отводящий обезвоженную нефть, установлен вертикально с возможностью отбора нефти с высоты 7-8 метров от уровня дна резервуара 1

Сырая нефть после предварительной сепарации на ДНС поступала в цех предварительной подготовки нефти (ЦППН) Суторминского месторождения нефти без отделения пластовой воды После дегазации нефть поступала на 1 ступень обезвоживания в три параллельно работающих отстойника, объемом по 200 м3 при диаметре 0,34 м в условиях рабочего давления до 1 МПа После проведения отстоя, нефть с содержанием воды не более 5% поступала в буферную емкость В дальнейшем проводилось дополнительное разгазирование нефти После проведения подогрева до 30°С нефть направлялась на II ступень обезвоживания в два параллельно установленные горизонтальные электродегидратора объемом по 200 м3 Проведение электродеэмульгации нефти проводилось при температурном режиме до 40°С, в условиях рабочего давления до 1,0 МПа и напряжения между электродами 20 кВг

Остаточное содержание воды в товарной нефти при применении деэмульгатора было 0,03-0,05% об, содержание солей 40-50 мг/л В качестве деэмульгатора использовались кемеликс 3440 X, сепарол ЕБ 3388, диссольван 3408

В связи с большим запасом качества по содержанию солей и воды, в марте 1999 года отменена подача деэмульгатора, то есть обессоливание и обезвоживание нефти стало производиться термоэлектрическим способом

При этом способе сохранен весь технологический режим установки и ее технологическая схема

В результате отказа от применения деэмульгатора содержание воды в товарной нефти увеличилось до 0,3-0,4%, солей до 50-60 мг/л

Несмотря на то, что после отказа от деэмульгатора производительность отстойников и электродегидраторов повысилась, качество подготовленной нефти по - прежнему продолжает отвечать требованиям ГОСТ Р 518582002 1 группе подготовки и имеет небольшой запас качества. Характеристика работы установки подготовки нефти в 1993-2001 гг. приведена на рисунках 2,3. Экономический эффект данного мероприятия составил около 1150000 р. в год.

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Рисунок 2 - Сравнительные результаты исследования степени

обводненности на входе установки и расхода деэмульгатора. -■—расход деэмульгатора, г/т —»—Степень обводненное™ на входе %

1

Л 0,8

: о,б

| 0,4

1 °'2 -0

1993

0,023 0,022 0,03 1994 1995 1996

0,042

п-у I

1997

0,8

1998

0,3

1999

0,-32

03

Ви ш 2000 2001

Рисунок 3 - Результаты исследования степени обводненности на выходе установки

В четвертом разделе исследования эффективности применяемых и разработанных деэмульгаторов, а также разработка новых

технологических режимов подготовки нефти на технологических установках ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз»

В 1999-2005 гг для улучшения ассортимента используемых деэмульгаторов и сокращения затрат на подготовку нефти были исследованы существующие технологические режимы работы установок подготовки нефтей ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» и проведены лабораторные испытания эффективности действия применяемых, а также предлагаемых предприятиями - изготовителями для промысловых испытаний реагентов - деэмульгаторов Обследование и лабораторные испытания установок Муравленковского центрального пункта сбора (ЦПС), Суторминского ЦПС и Холмогорского ЦПС выполнялись по следующей методике Поступающая на ЦПС эмульсия отбиралась с пробоотборника, установленного на общем коллекторе до точки подачи деэмульгатора В пробы эмульсии дозировали испытываемые деэмульгаторы с удельными расходами 21, 37,4 и 62,3 г/м3 нефти, затем пробы встряхивали 300 раз в течение 2 мин и отстаивали 90 мин при температуре 40 °С Через определенные промежутки времени фиксировали количество выделяющейся воды и качество раздела фаз нефть - вода Через 90 мин отстоя выделившуюся воду удаляли специальным шприцем, оставшуюся нефть вместе с промежуточным слоем центрифугировали в течение 5 мин при частоте вращения 2000 мин"' Центрифугированием определялось остаточное содержание воды в нефти и промежуточном слое, причем оставшаяся вода после центрифугирования выделялась в виде свободной фазы и остаточной неразрушенной эмульсии Чем больше остаточной воды в нефти остается в виде неразрушенной эмульсии, тем ниже эффективность действия деэмульгатора, тем больше риск образования и накопления промежуточных слоев в отстойном оборудовании

В контрольной пробе (без реагента) до и после отстоя также методом центрифугирования определялась агрегативная устойчивость эмульсии,

характеризующая степень стабильности эмульсии, ее способность к саморазрушению в процессе отстаивания Основные результаты лабораторных испытаний для Муравленковского ЦПС выбран ФЛЭК Д 012 Испытания были начаты с замены деэмульгатора СНГГХ-4460 При переводе установки подготовки нефти (УПН) на новый реагент его подача была увеличена на 20 % текущей расходной нормы Остальные режимы работ УПН не изменялись Был усилен конгроль качества продукции УПН При установленной расходной норме деэмульгатора был отработано более 1 сут при этом отсутствовали нарушения и сбои технологических режимов УПН и не ухудшилось качества продукции УПН

Далее расход реагента постепенно снижался в течение 5 дней при усиленном контроле технологических режимов и качества продукции УПН Расход ФЛЭК Д 012 удалось уменьшить до минимальной расходной нормы СНПХ-4460 (45,7 - 50 г/м3), и время работы превысило 2 суток При этом также не было зафиксировано нарушений режимов и ухудшения качества продукции УПН Установки продолжали работать с таким же расходом реагента В период испытаний остаточное содержание воды в нефти с выхода УПН-1, 2 и УПН-3, 4 несколько снизилось и стабилизировалось на уровне 0,3-0,6 % За весь период испытаний было зафиксировано хорошее и отличное качество дренируемой с отстойников УПН подтоварной воды В период испытаний по всем УПН температура нагрева сырой нефти была снижена в среднем на 2 °С Качество продукции УПН также не ухудшалось До начала и во время испытаний контролировалась толщина промежуточного (холодного) стоя между водяной подушкой и нефтью в РВС-12, с которого сдавалась товарная нефть Зафиксировано уменьшение толщины промежуточного слоя в среднем с 0,35 до 0,20 м Снижение температуры нефти в резервуаре (вследствие снижения температуры в печах УПН) не увеличило толщину промежуточного слоя и остаточное

Таблица 3 - Среднесуточные показатели работы УПН-1,2 и УПН-3,4 Муравленковского ЦПС в период опытно-промышленных испытаний деэмульгатора «Синтал-ВСК-7602(ФЛЭК Д 012)»

Поступление нефти, тонн/сут Расход Температура подготовки, оС Показатели качества подготовки Примечания

л/сут г/м нефти Выход УПН-1,2 Выход УПН-3,4 Толщина пр слоя в РВС-12,м 102

УПН-1,2 УПН-3,4 % Н20 в нефти НП в воде, мг/л % н2о в нефти НП в воде, мг/л

7661 440 44,8 40 42 0,07 276 0,07 209 35-40 Закачивается СНПХ-4460

7666 440 44,8 41 44 0,06 45 0,06 25 35-40

7668 580 58,1 46 46 0,08 163 0,34 145 30-35

7643 580 58,9 66 66 0,1 177 0,06 62 25-30

7695 590 58,9 46 44 0,07 91 0,07 31 25-30

7674 510 52,3 44 64 0,08 1532(65) 0,09 535(70) 30-35

7660 690 66,4 66 64 0,09 155 0,11 45 25-30 СП 15 переход на Синтал-ВСК-7602(ФЛЭК ДО 12)

7634 665 64 64 66 0,08 92 0,04 17 20-25

7646 630 60,6 38 40 0,06 93 0,03 57 20-23

7631 560 54 66 66 0,03 158 0,03 61 20-22

7621 530 49 66 66 0 03 78 0,03 37 18-20

7625 480 45 66 66 0,05 121 0,03 55 10-15

7630 480 45 64 66 0,04 60 0,03 51 15-20

7640 440 44,8 64 66 0,04 55 0,03 48 15-20

7630 440 44,8 46 46 0,03 48 0,03 51 10-15

Примечание при расчете удельного расхода реагентов принято - плотность деэмульгатора «СНПХ-4460» - 934 кг/м3 - плотность деэмульгатора «Синтал-ВСК-7602» - 883 кг/м3 при 22С°

Примечание при расчете удельного расхода реагентов принято входного контроля партий реагентов, выполненного товарной лабораторией

содержание воды в товарной нефти Среднесуточные основные показатели работы УПН в период испытаний приведены в таблице 3 В качестве лримера приведены результаты исследований предварительного сброса воды Крайнего и Сугмутского месторождений Установлено, что деэмульгатор ФЛЭК Д 012 может применяться для предварительного сброса воды на действующих и вновь обустраиваемых установках В то же время некоторые импортные деэмульгаторы по эффективности превышают ФЛЭК Д 012, что обусловливает необходимость подбора и испытания новых более эффективных отечественных продуктов

В связи с отмеченным, проводились лабораторные исследования новых деэмульгирующих композиций, в результате которых был создан ряд деэмульгаторов "УНИКЕМ Д ", предлагаемых к испытанию в ближайшее время на наиболее сложных точки зрения обезвоживания нефтях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» Анализ полученных результатов показывает, что реагент УНИКЕМ Д 002 по деэмульгирующей активности не уступает лучшим образцам импортных деэмульгаторов и может быть использован для окончательного обезвоживания нефти (на УПН) предварительного сброса воды (на УПСВ) (таблица 4)

Таким образом, проведение лабораторных и опытно-промышленных работ по подбору и испытанию новых деэмульгаторов позволяет выявить эффективные деэмульгаторы, использование которых дает возможность сократить затраты на подготовку нефти на УПН и УПСВ Результаты проведенных работ использованы при разработке исходных данных для проектирования новых и реконструкции действующих объектов подготовки ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Таблица 4 - Результаты обезвоживания нефти Методика "BOTTLE TEST" Компания ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», ТПДН «Суторминскнефть» Месторождение Суторминское, Место отбора пробы ВходДНС-13 Начальное центрифугирование 6% воды в свободном виде, 76 % пр слоя, 73 % воды всего, А У =90% Температура опыта 40 °С Продолжительность

опыта 2 часа

№ п/п Марка продукта Удельны й расход, г/м3 эмульсии Кол-во выделившейся Наблюдения качества после отстоя Результаты центоиЛугипования

воды объег. в % от ia эму общего льсии, за Остаточное содержание в товарной нефти, % Остаточное содержание полном объеме

15 30 60 120 Воды Р/ф Нефти Св НЭ Вод Св НЭ

1 Dissolvan V-4761 8,3 4 46 65 72 Хор Хор Хор 0,3 0,4 0,6 1,8 0,8

2 Separol WF-41 29 52 64 70 Хор Удовл Хор 0,4 0,6 0,9 4 3,4

3 Kemelix-3450X 39 58 69 73 Хор Хор Хор 0,4 0,3 0,4 1,4 0,7

4 УНИКЕМ-Д-002 32 57 69 72 Хор Хор Хор 0,3 0,3 0,6 1,4 1,3

5 ФЛЭК-Д-012 8 40 61 70 Хор Удовл Удовл 0,8 1,0 1,7 4,2 1,8

6 Dissolvan V-4761 12,5 10 52 67 73 Хор Хор Отл 0,2 0,2 0,4 1 2 0,4

7 Separol WF-41 42 60 63 70 Хор Удовл Хор 0,6 0,4 0,9 5 3

8 Kemelix-3450X 54 63 70 73 Хор Хор Отл - 0,2 0,15 1,2 0,6

9 УНИКЕМ-Д-002 36 61 69 72 Хор Хор Отл 0,2 0,1 0,2 1 2 1,0

10 ФЛЭК-Д-012 17 58 66 72 Хор Хор Отл 0,1 0,2 0,3 1,6 1,2

11 Без реагента - - - - - - Плох Плох н/опр н/опр н/опр 28 56

Примечания р/ф - раздел фаз «нефть-вода»,

св вода - вода, выделяющаяся при центрифугировании в свободную фазу, Н Э - промежуточный слой (неразрушенная эмульсия) при центрифугировании нефти

Проводились опытно - промышленные исследования глубокого обезвоживания нефти в трехфазных аппаратах (НГСВ), в которых одновременно осуществляются процессы предварительного разгазирования и обезвоживания нефти При этом процесс обезвоживания осуществляется в одну ступень

На УПСВ Карамовского месторождения проводилось исследование режимов работы аппаратов НГСВ путем измерения содержания воды нефти на входе и выходе аппаратов, а также определения содержания нефтепродуктов в отделяемой в аппаратах воде Для отбора проб на различных участках технологических трубопроводов были установлены пробоотборные устройства, позволяющие производить отбор проб нефти с различных точек сечения трубы Технологическая схема с местами отбора проб приведена на рисунке 4

Отбор проб подтоварной воды осуществлялся с помощью специальных пробоотборных устройств, установленных на вертикальных участках трубопроводов после аппаратов НГСВ-1/2

РВС I резервуар неф^нои РВ( 2 рсчсрвуа|к>тсгонннкдл*очнсткн млы112 насосная троячки во ш УУВую! учета ю *ы

места отбора проб воды и замера содержания нефтепродуктов вводе, Г~—места отбора проб жидкости и замера обводненности

Рисунок 4 Технологическая схема УПСВ Карамовского месторождения

Температура в аппарате изменялась в интервале 42 - 44 °С Во время проведения испытаний высота водяной подушки в аппарате НГСВ 1/2 колебалась в интервале 1,50 - 1,61 м, верхний уровень жидкости 3,08 -3,11 м при диаметре аппарата 3,4 м и высоте перегородки 2,24 м, давление 0,221 - 0,224 МПа Используемый деэмульгатор - «ФЛЭК Д-012» дозировка 128 - 134 г/т нефти Результаты исследований представлены в таблице 5

На примере УПСВ Романовского месторождения определялось времени пребывания жидкости (пропускной способности аппаратов) и качество газа и воды, отделяемых в аппаратах, при достижении максимальной нагрузки по жидкости при аналогичной схеме отбора проб Результаты исследований представлены в таблице 6

Предложенная методика промыслового исследования применения новых реагентов, могут быть использованы в проектных расчетах объема и количества аппаратов НГСВ при различных расходах деэмульгатора

Наиболее рациональным способом увеличения выхода товарной нефти в пределах ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» является смешение (компаундирование) подготовленных при оптимальной для глубокого обезвоживания температуре легких нефтей (типа вынгапуровской) со средними нефтями (типа холмогорской) с последующей сдачей в систему магистрального транспорта через единый коммерческий узел учета нефти

Предприятие «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» производит сдачу нефти на четырех коммерческих узлах учета нефти № 531 «ЦПС ТПДН Холмогорнефть», № 532 «ЦПС ТПДН Суторминскнефть», №537 «ЦПС ТПДН Муравленковскнефть», № 538 «Вынгапуровского месторождения»

Таблица 5 - Основные результаты промысловых испытаний трехфазных аппаратов НГСВ на Карамовском

месторождении

№ п п Режим Расход жидкост и, м3/ч Содержан ие воды в нефти на входе в УПСВ (среднее гаачение), % Давление в аппаратах первой ступени (НГС-1/1,2), МПа Расход газа, нм3/ч Расход жидкости через НГСВ 1/2, м3/ч Содержан ие воды в нефти на выходе аппарата НГСВ-1/1, % Унос капельн ой жидкост и выходе аппарат а НГСВ-1/1, г/м3 Содержан ие нефтепро дуктов в подтоварн ой воде, мг/л Примечание

Первая ступень сепарации Аппараты НГСВ КСУ

1 №1 Текущи й 465 84,3 0,383 2833 110 70 232 0,4 - 136,0 Обычный ввод жидкости и снизу

2 №2 Текущи й 465 84,3 0,383 2833 110 70 232 0,8 - 72,0 Обычный ввод жидкости и снизу

3 №3 (работа через один аппарат ) 467 84,5 0,391 2802 110 72 467 0,4 - 499,6 Обычный ввод жидкости и снизу

474,1 Обычный ввод жидкости и снизу

4 №4 (ввод центр) 466 84,8 0,394 2740 110 70 233 0,4 - 151,3 Ввод обычный

203,3 Ввод обычный

5 №5 466 84,8 0,394 2740 74 70 77 0,4 - 266,0 Ввод снизу

318,6 Ввод снизу

Таблица 6 - Основные результаты промысловых испытаний трехфазных аппаратов для глубокого предварительного

сброса воды

№ п п Режим Расход жидкост и, м3/ч Содержани е воды в нефти на входе в УПСВ (среднее значение), % Давление на входе УПСВ, МПа Давление в аппаратах первой ступени (НГС-1/1,2), МПа Давление в НГСВ-1/1,2, МПа Количество газа выделившегос я в НГСВ-1/1,2, м3/ч Расход жидкости через НГСВ 1/2, м3/ч Содержание воды в нефти на выходе аппарата НГСВ-1/2, % Унос капельной жидкости выходе аппарата НГСВ-1/2, г/м3 Содержание нефтепродуктов в подтоварной воде, мг/ л

Текущи 203,2 30,39 0,635 0,585 (НГС-1/1) 0,187 (НГСВ-1/1) 258,1 (НГСВ-1/1) 101,6 0,7 н/опр 33,5

й режим 0,594 (НГС-1/2) 0,197 (НГСВ-1/2) 254,6 (НГС-1/2)

2 № 1 202,2 30,55 0 655 0,616 (НГС-1/1) 0,255(НГСВ-1/1) 439,5 (НГСВ-1/1) 202,2 1,2 0,1186 8,9

0,624 (НГС-1/2) 0,216(НГСВ-1/2) 511,1 (НГС-1/2)

3 № 4 (Текущи 198,8 30,51 0,650 0,608(НГС-1/1) 0,170 (НГСВ-1/1 348,1 (НГСВ-1/1) 99,4 0,4 0,1149 4,1

и режим) 0,616 (НГС-1/2) 0,165(НГСВ-1/2) 294,2 (НГС-1/2)

№5 202,0 29,70 0,650 0,611(НГС-1/1) 0,195(НГСВ-1/1) 430,2 (НГСВ-1/1) 40,1 0,6 0,1138 10,9

4 0,619(НГС-1/2) 0,193 (НГСВ-1/2) 109,6 (НГС-1/2)

Сдаваемая товарная нефть должна соответствовав требованиям ГОСТ Р 5185 8-2002 (таблица 7)

Таблица 7 - Фактические показатели качества сдаваемой нефти и нормы ГОСТ Р 51858-2002

Наименовани Плотность Давление Массовая Концентрац

е узла учета при 20°С, насыщенных паров доля воды, % ия

кг/м3 при 38,7 °С, кПа хлористых солей, мг/л

№531 853,5 40,0 0,29 32

№532 846,3 59,2 0,16 21

№537 844,3 93,2 0,18 16

№538 812,3 93,2 0,12 31

Нормы ГОСТ 830,1 - 850,0 66,7 <0,5 < 100

Таким образом, компаундирование товарных

(глубокообезвоженных) нефтей различной плотности является одним из эффективных способов снижения давления насыщенных паров нефти, обеспечивающих увеличение выхода товарной нефти Данная технология в дальнейшем может быть использована для сдачи всех нефтей ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» через единый модернизированный коммерческий узел

Подбором оптимальных условий разгазирования добываемой нефти (количество ступеней, давление, температура сепарации) можно не только добиться уменьшения потерь в процессе сепарации (увеличение выхода нефти), но и одновременно улучшить качество нефти, так как уменьшение потерь с газом сепарации происходит, в основном, за счет сохранения в сепарируемой нефти наиболее ценных - бензиновых фракций Большое влияние на выход нефти оказывает температура нагрева, обусловленная необходимостью подготовки добываемой продукции до требуемого уровня товарных качеств (по содержанию воды и давлению насыщенных паров товарной нефти)

Для количественной оценки потерь нефти в результате дополнительного нагрева по месторождениям ОАО «Газпромнефть-

Ноябрьскнефтегаз» были проведены расчеты сепарации пластовых нефтей некоторых месторождений (рисунок 5).

Увеличение температуры, С

О 5 10 15 20 25 30

Рисунок 5 - Результаты расчетов потери разгазированной нефти от увеличения температуры технологического процесса

—♦— Вынгапурское —»— Вынгаяхинское Суторминское

Сугмутское —ж— Спорышевское —•— Новогоднее —+— Холмогорское — Карамановское Крайнее Муравленковское

Расчёты выполнялись по уравнениям фазовых концентраций по программе, разработанной в СибНИИНП в соответствии с СТО 51.00.021 -84. Исходными данными для определения количества и состава фаз в процессе разгазирования являются: молярная масса и состав исходной пластовой нефтяной смеси в мольных процентах; число ступеней разгазирования; значения давления и температуры на ступенях.В расчётах за базу для сравнения принята четырехступенчатая сепарация и режимы сепарации, существующие на большинстве объектов сбора и подготовки нефти ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»:

1-я ступень - 0,6 МПа, 15°С - ДНС;

2-я ступень - 0,5 МПа, 15°С - ДНС;

3-я ступень - 0,4 МПа, 25°С - ЦПС;

4-я ступень-0,105 МПа, 30°С -ЦПС.

Результаты расчетов показаны на рисунке 4, из которых следует, что в результате нагрева на 20°С выход разгазированной нефти (в кг на I т пластовой нефти) уменьшается по сравнению с базовым вариантом на 0,16-3,20% в зависимости от свойств добываемой нефти

В среднем, учитывая соотношение добычи нефти на 2003 год, за счет нагрева нефти с 30°С до 50°С потери нефти с газом сепарации составят 2,9% (124,4 тыс т) от общей добычи нефти по Вынгапуровскому, Вынгаяхинскому и Новогоднему месторождениям ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Установлены основные этапы и направления применения химических реагентов импортного и отечественного производства применяемых ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»,

2 Исследованиями эффективности действия реагентов во времени и при изменении концентрации, установлено что отечественный деэмульгатор ФЛЭК Д 012 и УНИКЭМ (композиция на основе ФЛЭК Д 012) обеспечивает приемлемое качество подготовки скважиной продукции и рекомендуется для обезвоживания высокообводненных нефтей (80 - 90 %) ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

3 Предложенная методика промыслового исследования применения новых реагентов рекомендуется для использования в проектных расчетах объема и количества аппаратов НГСВ при различных расходах деэмульгатора

3 Применения модифицированной конструкции отстойника для обезвоживания мало- и среднеобводненных нефтей (до 50%) на технологической установке подготовки скважиной продукции без применения деэмульгатора позволило повысить эффективность метода электродеэмульгации, в особенности на легких нефтях месторождений

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» Экономический эффект данного мероприятия составил около 1150000 руб в год

4 Установлено что, метод компаундирования разнотипных нефтей в подготовке товарной нефтей различной плотности является одним из эффективных способов снижения давления насыщенных паров нефти, обеспечивающих увеличение выхода товарной нефти Реализация разработанной технологии позволит обеспечить дополнительную сдачу нефти в объеме 100-300 тыс тонн в год, а также сокращение затрат на дополнительный нагрев нефти и утилизацию легких фракций

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1 Пат 18236 РФ, МПК 7 В 01 D 19/00, № 200127530 Отстойник для отделения воды от нефти /НИ Магомедшерифов // Заявлено 8 11 2000, Опубл 10 06 2001

2 Магомедшерифов Н И Увеличение количества подготавливаемой и сдаваемой нефти путем компаундирования разнотипных нефтей / НИ Магомедшерифов, JI В Трушкова // Известия вузов Нефть и газ - № 4 -2004 - С 94-98

3 Тарасов М Ю Технологические режимы процессов термохимической подготовки нефти в ОАО «Сибнефть Ноябрьскнефтегаз» / М Ю Тарасов, И В Столбов, Н И Магомедшерифов // Нефтяное хозяйство - 2004 - № 3 - С 93-95

4 Магомедшерифов Н И Опыт бездеэмульгаторной подготовки нефти ОАО «Сибнефть - ННГ» ТПДН «Заполярнефть» / Магомедшерифов Н И , Румянцева М А , Магарил Р 3 // Известия вузов Нефть и газ - 2002 - № 2 - С 95-97

5 Магомедшерифов НИ Внедрение новых деэмульгаторов на объектах подготовки нефти ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз» / НИ

Магомедшерифов, JI В Трушкова // Нефть и газ Западной Сибири Сб науч тр - Тюмень, ТюмГНГУ -Т 1 -С 208-209

6 Магомедшерифов Н И Оптимизация процесса подготовки нефти на ДНС-УПСВ / М Ю Тарасов, И В Столбов // Нефтяное хозяйство -2006 -№ 12 -С 95-96

7 Магомедшерифов НИ Промысловые исследования глубокого обезвоживания нефти в трехфазных аппаратах / М Ю Тарасов, В Е Панов, А Б Зырянов, А А Бакланов // Нефтяное хозяйство - 2006 - № 11 - С 96-

8 Магомедшерифов Н И Анализ метода компаудирования разнотипных нефтей ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз» / НИ Магомедшерифов, С А Леонтьев // Нефть и газ Западной Сибири Сб науч тр, Тюмень ТюмГНГУ, 2007 - С 138

9 Магомедшерифов Н И Исследование метода гравитационного разделения нефти и воды (холодного отстоя) на месторождениях ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз» / Н И Магомедшерифов, С А Леонтьев // Нефть и газ Западной Сибири Сб науч тр, Тюмень ТюмГНГУ, 2007 -

10 Магомедшерифов Н И Подготовка товарной нефти на месторождениях ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз» М Монография,

98

С 142

2005 - С 86

Соискатель

Н И Магомедшерифов

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06 07 99 г

Подписано в печать 22 09 2008 г Формат 60x84/16 Бумага офсетная Печать Riso Уел печ л 1,44 Тираж 100 экз Заказ 255

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук» Лицензия ПД № 17-0003 от 06 07 2000 г

625004, г Тюмень, ул Володарского, 45 Тел (3452)46-54-04,46-90-03