Ключевые слова: деэмульгаторы, подготовка нефти, промысловые испытания, оптимизация затрат, снижение дозировки, качество сточных вод, обводненность нефти, водонефтяная эмульсия, ВНЭ.

Большинство нефтяных месторождений России находятся на поздней стадии разработки (IV стадия), характеризующейся высокой обводненностью продукции (более 70 % на трети запасов), снижением дебитов и ростом затрат [1]. В этих условиях критически важны решения, снижающие себестоимость добычи. Значительная статья расходов — затраты на реагенты для подготовки нефти, в частности деэмульгаторы.

Образование устойчивых водонефтяных эмульсий (ВНЭ) типа «вода в нефти» (В/Н) осложняет процесс обезвоживания и обессоливания. Эффективность деэмульсации традиционно оценивается по остаточному содержанию воды в товарной нефти (менее 0,5 % масс.) [2]. Однако оптимизация реагентного режима должна также учитывать влияние на качество образующейся сточной воды и общие затраты.

Опытно-промышленные испытания (ОПИ) деэмульгаторов проводятся с целью повышения качества подготовки нефти и воды, снижения удельных затрат на подготовку нефти, а также для допуска к промышленному применению химического реагента.

Первым этапом проведения ОПИ являются лабораторные исследования деэмульгаторов, в него входят такие анализы, как:

1. Физико-химические свойства реагента:

– внешний вид — деэмульгатор должен быть однородной прозрачной жидкостью; также допускается опалесценция, определяется при визуальном осмотре пробы деэмульгатора, помещенной в химический стакан, при комнатной температуре в проходящем свете;

– массовая доля активной основы должна составлять от 40 до 55 %; определяется по методике, указанной в технических условиях (ТУ) на деэмульгаторы;

– кинематическая вязкость при 20 °С должна составлять не более 50 мм ² /с; определяется по методике, указанной в ГОСТ 33–2000 [3], или с помощью вискозиметра Штабингера;

– плотность при 20 °С должна составлять не более 960 кг/м ³ ; определяется по методике, указанной в ГОСТ 18995.1–73 [4], или с помощью вискозиметра Штабингера;

– температура застывания должна составлять не выше −40 °С [5].

2. Определение деэмульгирующей активности:

– проводится с помощью бутылочного теста (Bottle Test), при котором после обезвоживания искусственной эмульсии, обработанной деэмульгатором, сравнивается остаточная объемная доля воды в образце, что используется на промысле, и в испытуемом образце.

3. Лабораторные исследования по определению хлорорганических соединений:

– проводятся согласно ГОСТ Р 52247–2021 [6], допускается менее 2 ppm.

Если на первом этапе образец не прошел один из анализов, то пишется акт о несоответствии данного образца.

Вторым этапом ОПИ является подбор эмульсий для проведения лабораторных испытаний с помощью бутылочного теста.

Определение эффективности деэмульгатора проводят на смеси проб эмульсий, отобранных не менее чем с трех скважин. Для этого отбирают промысловые эмульсии на устьях скважин, которые пробурены на соответствующий продуктивный пласт, работают устойчиво с постоянным дебитом и в которые не производилась закачка химреагентов в течение последнего месяца [7].

По результатам лабораторных испытаний остаточная объемная доля воды после обезвоживания промысловой эмульсии, обработанной деэмульгатором, должна составлять:

– при 8 °С — не более 15 %;

– при 20 °С — не более 7 %;

– при 60 °С — не более 2 %.

Деэмульгаторы, соответствующие ТУ, по результатам обезвоживания искусственной эмульсии допускаются к дальнейшему проведению лабораторных испытаний на промысловой эмульсии.

Рис. 1. Результат бутылочного теста

Третьим этапом ОПИ является применение испытуемого деэмульгатора на системе сбора нефти:

1. Мониторинг данных по давлению, среднесуточному дебиту по нефти, расходу и фактической дозировке деэмульгатора в системе сбора нефти. ОПИ деэмульгатора начинаются без изменения технологической схемы сбора, подготовки нефти и точек ввода деэмульгатора.
2. Отбор эмульсий на входе и выходе промысловых объектов (дожимная насосная станция, выход товарной нефти) и воды с очистных сооружений при использовании установленного образца. В ходе испытаний определяется концентрация нефти и тяжелых взвешенных частиц (ТВЧ) в воде, остаточная объемная доля воды в эмульсии и проводится дисперсный анализ эмульсии.
3. Ввод испытуемого деэмульгатора в систему сбора нефти. Обращаем внимание на изменение давления, остаточной объемной доли воды, концентрацию нефти и ТВЧ в воде.
4. Регулировка дозировки деэмульгатора, основанной на данных, которые получены в ходе ОПИ.

А.

Б.

Рис. 2. Дисперсный анализ в эмульсии на базовом (А) и испытуемом (Б) деэмульгаторах

5. Выводы и рекомендации по оптимальной дозировке деэмульгатора, подсчет общих затрат.

Методика проведенных ОПИ описывает подход и ввод нового испытуемого деэмульгатора для повышения качества подготовки нефти и воды, снижения удельных затрат на подготовку нефти, а также для допуска к промышленному применению химического реагента.

Литература:

1. Колесник С. В. Как добывают нефть : учебное пособие. — Тюмень : Тюменский индустриальный университет, 2022.
2. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия.
3. ГОСТ 33-2000. Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.
4. ГОСТ 18995.1-73. Продукты химические жидкие. Методы определения плотности.
5. ГОСТ 20287-91. Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания.
6. ГОСТ Р 52247-2021. Нефть. Методы определения хлорорганических соединений.
7. РД 39-1-1261-85. Технологический регламент по применению деэмульгаторов в процессах подготовки нефти.