авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Разработка методов физико-химического воздействияна продукцию нефтяных скважин для предотвращения осложнений их эксплуатации

-- [ Страница 2 ] --

необходимость постоянных обработок биоцидами отстойников и резервуаров ОС ЦКППН с периодичностью не менее 1 раз в год.

Биоцидная активность реагентов определялась по подавлению планктонной культуры СВБ, содержащихся в количестве 103кл./см3 в сточной воде очистных сооружений ЦКППН. Результаты испытаний эффективности реагентов позволили расположить их, согласно эффективности, в следующей последовательности:

ИК-5М ХПБ-001 Данокс С1-01 Данокс С1-120 > СНПХ-1004 Напор-1007 Сонцид 2204 Сонцид 12-05 > ЛПЭ-11 Сонцид 484-05.

Биоцидная активность реагентов в отношении адгезированных на металле форм СВБ определялась по результатам лабораторных и стендовых испытаний с помощью биоплёночных приборов фирмы «PS Biofilm Technology». Результаты стендовых испытаний по определению адгезированных форм СВБ и оценки биоцидной активности реагентов приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Биоцидная активность реагентов в отношении адгезированных форм СВБ по результатам стендовых испытаний на сточной воде ЦКППН Правдинского месторождения

Реагент Дозировка реагента, г/м3
50 100 200
Сонцид 2204 Сонцид 12-05 ХПБ-001 Данокс С1-101 Данокс С1-120 СНПХ-1004 ИНК-1 ИНК-2 + + + + + + + + + + - + + + + + + - - - + - + +
Исходное количество адгезированных форм СВБ, кл./см2 Исходное количество планктонных форм СВБ, кл./см3 2·102 2·104

Примечание. + присутствие адгезированных форм СВБ в пробе, - отсутствие
адгезированных форм СВБ в пробе.

Из представленных данных видно, что наиболее высокой биоцидной способностью обладает реагент ХПБ-001, подавляющий адгезированные формы СВБ при дозировке 100 г/м3. Реагенты Сонцид 12-05, Данокс С1-101 и СНПХ-1004 проявляют биоцидное действие при дозировке 200 г/м3 и также могут быть рекомендованы для промышленного применения.

Подбор ингибиторов коррозии

Подбор ингибиторов для защиты от коррозии систем нефтесбора и ППД Правдинского региона месторождений осуществлён на основе проведения стендовых испытаний на наиболее коррозионно-агрессивной сточной воде очистных сооружений ЦКППН. Результаты испытаний приведены в таблице 3. Результаты стендовых испытаний свидетельствуют о том, что по эффективности ингибитор коррозии ХПК-002 ВД превосходит применяемые ныне ингибиторы И-21ДМ и Сонкор-9701, а реагент Амфикор-Н находится на уровне реагента И-21ДМ.

Таблица 3 - Результаты стендовых испытаний ингибиторов коррозии
на сточной воде ОС ЦКППН

Реагент Дозировка, мг/л Эффективность, %
Сонкор 9701 100 78,3
50 72,1
И-21ДМ 100 84,7
50 76,3
Олазол 100 71,4
50 62,3
СНПХ-6301 КЗ 100 55,7
50 41,3
Кемеликс-1116 100 87,5
50 80,3
ХПК-002 100 52,6
50 47,2
ХПК-002 ВД 100 95,1
50 94,5
25 87,4
Амфикор-Н 100 84,6
50 78,1
Напор-1007 100 32,6
50 25,5
ТХ-1153 100 78,6
50 68,3

Стендовые испытания ингибиторов коррозии в системе нефтесбора проводились на территории ДНС-3 ЦДНГ-1, перекачивающей продукцию Правдинского месторождения с обводнённостью 70 %. Выбор объекта для испытаний был обусловлен низкими скоростями транспортирования нефтепромысловой продукции на месторождении и, как следствие, необходимостью применения значительных объёмом ингибиторов, применяемых для защиты от коррозии нефтепроводов. Было протестировано 6 ингибиторов коррозии, 5 из которых не применяются на месторождениях региона. Дозировка реагентов соответствовала общепринятой и составляла 30 мг/л. Результаты испытаний приведены в таблице 4.

Как видно из представленных результатов, защитный эффект выше 80 % показали три реагента - Сонкор-9701, Азимут-14Б и ИНК-1, рекомендованные к промышленному использованию.

Таблица 4 - Результаты стендовых испытаний ингибиторов коррозии
на нефтяной эмульсии с ДНС-3

Реагент Защитный эффект, %
Сонкор-9701 Нефтехим-1 Азимут-14Б Данокс С1-120 ИНК-1 ХПК-002ВД 85,7 51,2 86,7 78,8 84,1 79,3

Третья глава посвящена разработке технологий повышения качества подготовки нефти и воды.

Эффективным способом борьбы с осложнениями в добыче нефти является подача на забой скважин химреагентов, преимущество которого относительно подачи реагентов на поверхности, заключается в возможности предотвращения негативных явлений. Так, в случае образования сложных водонефтяных эмульсий, закачка деэмульгатора на забой скважин или приём насосов, может полностью решить проблему - на устье скважин поступает разрушенная эмульсия с раздельными фазами, что позволяет снизить затраты на транспорт продукции, уменьшить время отделения воды от нефти на УПСВ и УПН.

Оптимальная дозировка большинства ингибиторов и деэмульгаторов составляет 20-150 г/м3. Однако, в связи с разработкой современных реагентов, эффективных в меньших дозировках, возникает проблема подачи в скважины их малых доз.

В этой связи нами было разработано устройство дозировки реагентов УДР 1-100, позволяющее закачивать реагент в затрубное пространство скважин на уровень приёма насоса или ПЭД (рисунок 1). Отличительной чертой дозатора является отсутствие потребности в электроэнергии, его работа основана на принципе капельницы при атмосферном давлении и осуществляется за счёт высоты столба реагента в баке. Ёмкость для реагента 1 представляет собой сосуд, работающий при атмосферном давлении. Ёмкость для реагентов имеет патрубки для залива 13, дренажа с запорным краном 12, забора реагентов с запорным краном 9, подсоединения уровнемера с запорными кранами 11, воздушник 14. Дозирующий кран 2 позволяет регулировать расход при выходе из ёмкости для реагентов в широком диапазоне и размещается на линии забора реагентов из бака между запорными кранами 8 и 9. Между дозирующим 2 и запорным кранами 8 на тройнике устанавливается запорный кран 10 с открытым штуцером. Канал 3 в межтрубном пространстве скважины 4 представляет собой трубку, длиной

Рисунок 1 - Схема устройства для дозирования реагентов УДР 1-100

равной глубине размещения насоса в скважине от устья до приёма насоса. Канал 3 в межтрубном пространстве скважин соединяется трубкой для замера реа-

гента, подаваемого из бака 1 после дозирующего 2, и запорного кранов 8, и воздушником 14 на баке 1 для реагентов.

Необходимым узлом устройства является тройник, соединяющий капилляр от УДР с капилляром в скважине и газоотводной трубкой. Тройник играет роль сепаратора, стравливая газ в атмосферу, не давая запирать капилляр и позволяя избежать выброса реагента по газоотводной трубке в окружающую среду.

Разделение водонефтяных эмульсий

Исследования по подбору эффективных деэмульгаторов проводились на эмульсиях, осложнённых содержанием трудно разрушаемого промежуточного слоя, отобранных на УППН «Танып» Таныпского месторождения ООО «Чернушканефть». В настоящее время для их разделения используется дорогостоящий реагент Кемеликс 3319Х с удельным расходом 300 г/т нефти. С целью расширения ассортимента, а также удешевления применяемых реагентов, был исследован ряд других деэмульгаторов - LML-4312, Рекод-672 и Кемеликс 3319Х в дозировках 150 г/т и 300 г/т нефти. Было установлено, что при дозировке деэмульгаторов 150 г/т за 2 ч отстоя во всех отобранных пробах расслоения эмульсии не наблюдалось. При увеличении дозировки реагентов до 300 г/т наиболее высокую степень разделения обеспечил деэмульгатор LML-4312, содержание воды в эмульсиях было снижено от 55 до 10 %. Реагент был рекомендован для проведения опытно-промышленных испытаний по разделению водонефтяных эмульсий УППН «Танып». Кинетика деэмульсации при наличии промежуточных слоёв в водонефтяных эмульсиях УППН «Танып» представлена на рисунке 2. Как было отмечено выше, эффективность процесса предварительного обезвоживания нефти во многом определяется устойчивостью водонефтяных эмульсий, которая, в свою очередь, обусловлена присутствием в нефти асфальтенов, смол, парафинов, сульфида железа, наличием в эмульсиях промежуточного слоя. В результате накопления смол, асфальтенов и сульфида железа, промежуточный слой существенно увеличивается в объёме, при этом основной вклад в его стабилизацию вносит сульфид железа. При концентрации сульфида железа в промежуточном слое выше 300 мг/дм3 процесс обезвоживания нарушается и практически прекращается при его содержании 500 мг/дм3.

В этой связи было исследовано влияние сульфида железа на устойчивость водонефтяных эмульсий. Разработаны методика определения сульфида железа и

 Кинетика деэмульсации водонефтяных эмульсий УППН «Танып»,осложнённых-1

Рисунок 2 - Кинетика деэмульсации водонефтяных эмульсий УППН «Танып»,
осложнённых наличием промежуточного слоя (дозировка реагентов 300 г/т)

технология предупреждения его образования в водонефтяных эмульсиях, позволяющая повысить качество их разделения. Исследования проводились на водонефтяных эмульсиях Таныпского и Аспинского месторождений. Разработка месторождений ведётся при высокой степени обводнённости (80-90 %). Нефть по своим физико-химическим свойствам - смолистая и парафинистая, содержит сероводород. Пластовые воды высокоминерализованные, содержат ионы закисного железа, водонефтяные эмульсии содержат сульфид железа (FeS).

Были исследованы нефтяные эмульсии, отобранные из различных точек систем сбора, транспорта и подготовки нефти:

- из продукции скважин, поступающей на УППН «Танып»;

- с различных уровней резервуара № 2 предварительного сброса воды нефтесборного пункта нефти Таныпского месторождения;

- с ДНС-0610 и ДНС-0613 Таныпского и Аспинского месторождений, соответственно;

- с АГЗУ-6105, 6106, 6107, 6108, 6109 Таныпского месторождения.

Представительные результаты по содержанию сульфида железа в продукции ряда скважин Таныпского месторождения приведены в таблице 5. В дальнейшем на скв. № 303, выбранной по наличию необходимого промыслового оборудования (дебит по жидкости 200 м3/сут., по нефти 50 т/сут, обводнённость до-

Таблица 5 - Результаты анализа смеси нефтяных эмульсий на содержание
сульфида железа

Место отбора пробы Массовая доля FeS, мг/л нефти
скв. № 51 1285.0
скв. № 82 92.3
скв. № 108 97.7
скв. № 303 420.0
скв. № 107 отсутствие


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.