Контроль качества сырой нефти, поступающей на подготовку (90

При этом возможно ухудшение показателей работы УПН вследствие по-

ступления недоразрушенной эмульсии с большой долей мелкодисперсной части водной фазы. Разрушение такой эмульсии при поступлении ее на УПН требует больших материальных и технологических затрат, чем до-

зирование деэмульгатора в системе нефтесбора в количестве, необходи-

мом для оптимального укрупнения капель эмульгированной воды.

а

б

в	г
Рисунок 2 –	Микрофотографии остаточной воды в нефти после

обезвоживания эмульсии гидрофильными (а, б) и гидрофобными де-

эмульгаторами (в, г) при оптимальных дозировках (а, б – разрозненные капли; в, г – остаточные ассоциаты небольших размеров)

11

2) Эмульсия, обработанная деэмульгатором в достаточном количе-

стве, характеризуется наличием крупных капель воды, которые легко от-

деляются в свободную фазу при отстаивании (рис.2).

Оптимальная обработка эмульсии деэмульгатором в системе неф-

тесбора не требует дополнительного дозирования деэмульгатора в сырье на УПН.

3) Избыток гидрофильных деэмульгаторов со значительной долей перехода в воду не приводит к образованию ассоциатов, но ведет к эко-

номически неоправданному его перерасходу. Избыток гидрофобных де-

эмульгаторов с низкими значениями доли перехода в воду, особенно при дозировании их на прием насосов на ДНС или УПН, приводит к возрас-

танию доли эмульгированной воды, находящейся в ассоциированном ви-

де, увеличению устойчивости эмульсии и ухудшению процесса подготов-

ки (рис.3). При поступлении такого сырья на УПН происходит переход ассоциатов в промежуточный слой, вследствие чего скорость его накоп-

ления в отстойных аппаратах значительно возрастает.

Рисунок 3 – Микрофотографии эмульсий после обезвоживания при избы-

точной дозировке гидрофобного деэмульгатора

12

Контроль использования деэмульгатора в системе нефтесбора осу-

ществляют путем испытаний проб, отобранных из потоков, входящих на

УПС.

Испытание проб, отобранных из потоков, входящих на УПС, осуще-

ствляют по алгоритму, представленному на рисунке 4.

Отбор проб

Отстаи вание в течение 2 часов при температуре отб ора

и 2 часов при температуре ра боты УПС

5 %	Определение	5 %
	Qост
		Определение
		концентрации
		сульфида
		железа
	Микро-
	дисперсный
	анализ
Тест на чувствительность		Тест на чувствительность к
к дополнительному		разбавлению эмульсией
введению деэмульгатора		без деэмульгатора

5 % Определение 5 %

5 %

Определение

5 %

Q ост	Q ост

БЛОК ВЫВОДОВ

Обработка

Оптимально

Недостаточная

избыточным

обработанное

обработка

количеством

сырье

деэмульгатором

деэмульгатора

Анализ причин. Принятие решений

Рисунок 4 - Блок-схема алгоритма испытания проб, отобранных из потоков, входящих на УПС

13

3 Количественная оценка сырой нефти,

поступающей на подготовку

3.1 Метод определения

3.1.1 Метод основан на измерении в поступающем сырье объемной доли воды, находящейся в свободном и эмульгированном (в том числе аг-

регативно устойчивом и агрегативно неустойчивом состоянии).

3.1.2 Объемную долю эмульгированной агрегативно устойчивой во-

ды определяют разгонкой по методу Дина-Старка согласно ГОСТ 2477(

для нефтей угленосного горизонта) или центрифугированием (для нефтей девонского горизонта).

3.2 Оборудование, посуда, материалы

3.2.1 Оборудование:

-аппарат Дина-Старка по ГОСТ 1594;

-термостатируемая баня;

-термометр со шкалой от 0 до 80 ° С;

-центрифуга лабораторная, обеспечивающая скорость вращения ро-

тора не менее 6000 об/мин;

3.2.2 Посуда:

-градуированные отстойники объемом 100-250 мл;

-воронки делительные объемом 150-200 мл.

3.2.3Материалы:

-ксилол нефтяной по ГОСТ 9410;

-толуол по ГОСТ 5789;

-бензин марки БР-1 по ГОСТ 443.

14

3.3 Последовательность выполнения операций

3.3.1 Из трубопроводов каждого потока (направления), подводящих сырье на УПН, отбирают пробы сырой нефти. Трубопроводы должны быть оборудованы пробоотборником, обеспечивающим послойный отбор жидкости из внутренней полости трубопровода.

3.3.2 Пробы отбирают в градуированные отстойники объемом не менее 100 мл. С пробой № 1 проводят испытания по п.3.3.5 – 3.3.10, а ос-

тальные пробы ставят в холодильник при температуре 5 -10 ° С для кон-

сервации.

3.3.3 Отбор проб производят перед УПС не реже 1 раза в сутки с учетом времени, необходимого для обработки проб и принятия оператив-

ных мер технологическими службами.

3.3.4При отборе проб замеряют температуру эмульсии. Результаты замера фиксируют в колонке 3 таблицы 1.

3.3.5В пробах замеряют объем свободной воды Vсв и ставят в термо-

статируемую баню на отстаивание в течение 2 ч. Результаты замера фик-

сируют в колонке 4 таблицы 1.

3.3.6 Температура в бане должна соответствовать температуре, при которой отбирались пробы. Через каждые 30 минут от начала отстаива-

ния в пробах замеряют объем отделившейся воды. Перед замером произ-

водят слабое перемешивание проб стеклянной палочкой, опущенной на 2- 3 см ниже границы раздела фаз «нефть-вода». Результаты замеров фикси-

руют в колонках 7-10 таблицы 1.

3.3.7 После этого температуру в бане повышают до температуры,

при которой работает УПС и также фиксируют количество отделившейся воды через каждые 30 минут в течение 2 часов. Результаты замеров фик- 15

сируют в колонках 11-14 таблицы 1. Объем воды выделившейся при хо-

лодном отстаивании и при температуре работы УПС составляет агрега-

тивно неустойчивую воду (Vан).

3.3.8 По окончании отстаивания выделившуюся свободную воду от-

деляют в делительной воронке, в пробе нефти определяют объемную до-

лю агрегативно устойчивой воды Qау.

3.3.9 Объемную долю агрегативно устойчивой воды Qау определяют разгонкой по методу Дина-Старка согласно ГОСТ 2477 или центрифуги-

рованием. Результаты фиксируют в колонке 15 таблицы 1.

3.3.10 Перед центрифугированием навеску нефти разбавляют бензи-

ном в соотношении 1:1 и тщательно перемешивают. Центрифугирование производят в течение 5 минут при скорости вращения 6000 об/мин, после чего пробу переносят в градуированный конический отстойник и опреде-

ляют объем отделившейся воды.

3.4 Обработка результатов
3.4.1 Объемную долю свободной воды Qcв			в поступающем сырье
рассчитывают по формуле:
Q =	Vсв	×100,%	(1)
св	V

где Vсв – объем свободной воды в пробе сырья, мл,

V – объем отобранной пробы, мл.

Результаты фиксируют в колонке 6 таблицы 1.

3.4.2 Объемную долю эмульгированной воды Qэ в поступающем сы-

рье рассчитывают по формуле:

16

	Q		= (1−	Vан	) × Q		+100	Vан	,%	(2)
		э				ау
				V				V
где: Qэ –	объемная доля эмульгированной воды;
Vан –	объем воды выделившейся после отстаивания при темпе-
ратуре работы УПС, мл;
Qау –	объемная доля агрегативно устойчивой воды, определен-

ная по п.3.3.9, %.

Результаты фиксируют в колонке 17 таблицы 1.

3.4.3 Объемную долю общей воды Qобщ в сырье (общую обводнен-

ность) рассчитывают по формуле:

Qобщ	= (1−	Vсв	) × Qэ	+100	Vсв	,%	(2)
		V			V

где Qэ – объемная доля эмульгированной воды, определенная по п.

3.4.2, %;

Vсв - объем свободной воды в пробе сырья, мл.

Результаты фиксируют в колонке 18 таблицы 1.

3.4.4 Объемную долю агрегативно неустойчивой воды Qан от общего содержания воды (вода, которая отделяется при отстаивании без допол-

нительного воздействия деэмульгатора) определяют по формуле:

Qан = Vан × 100,% (3)

VQ

общ

Результаты фиксируют в колонке 16 таблицы 1.

17

3.5 Точность метода определения

Точность метода при определении объемной доли эмульгированной воды - по п. 4.4 ГОСТ 2477.

4 Качественная оценка сырой нефти,

поступающей на подготовку

4.1 Пробы оценивают по значениям объемной доли свободной Qcв и

общей Qобщ воды в поступающем сырье, объемной доли агрегативно не-

устойчивой Qан и агрегативно устойчивой Qау воды, объемной доли эмульгированной воды Qэ в нефти.

4.2 Если в результате определения объемная доля агрегативно ус-

тойчивой воды Qау в нефти составит менее 5%, то считается, что такое сырье оптимально обработано деэмульгатором.

4.3 Если в результате определения объемная доля агрегативно ус-

тойчивой воды в нефти Qау составит более 5%, то проводят дисперсный анализ и определяют содержание сульфида железа (по методике Гипрово-

стокнефть).

4.4 Дисперсный анализ пробы нефти производят с помощью микро-

скопа. При этом фиксируют:

-размер максимальной капли (степень укрупнения эмульгированной

воды),

-оценивают долю мелких (менее10 мкм) капель,

-структуру эмульсии: наличие и количество ассоциатов (степень ас-

социированности дисперсной фазы),

18

- внешний вид оболочек капель воды (чистые или окружены ассо-

циатами), - наличие посторонних включений в нефтяной фазе и в составе ас-

социатов.

Если в результате дисперсного анализа установлено, что значитель-

ная доля воды представлена в виде мелких капель, то можно сделать вы-

вод о недостаточности обработки эмульсии деэмульгатором (рис.1). Сле-

довательно, проводят тест на чувствительность к дополнительному вве-

дению деэмульгатора по п.4.5.

Если в результате дисперсного анализа установлено, что значитель-

ная доля воды представлена в виде ассоциированных капель (рис.3), то можно сделать вывод об обработке эмульсии избыточным количеством деэмульгатора. Следовательно, проводят тест на чувствительность к раз-

бавлению необработанной деэмульгатором эмульсией по п. 4.6.

4.5 Тест на чувствительность к дополнительному введению деэмуль-

гатора выполняют с использованием пробы эмульсии №2. Для этого в пробу вводят дополнительное количество деэмульгатора той же марки,

которая используется на промысле. Ориентировочный дополнительный расход деэмульгатора

при Wост = 5 - 10 % - 20 г/т,

при Wост = 10 - 20 % - 30 г/т.

Затем производят гидродинамическое воздействие путем перемеши-

вания на мешалке-встряхивателе в течение 15 минут со скоростью 90

двойных качаний в минуту.

Затем пробу ставят на отстаивание как в п.3.3.5 – 3.3.7.

19

После отстаивания производят отделение свободной воды по п. 3.3.8, в нефти определяют остаточное содержание воды (Wост) по ГОСТ

2477.

Если в результате определения остаточное содержание воды в нефти уменьшилось (составило менее 5%), то считается, что сырье адекватно среагировало на введение дополнительного количества деэмульгатора.

Следовательно, сырье было недостаточно обработано деэмульгатором,

необходимо провести анализ причин и принять соответствующие меры.

Если остаточное содержание воды в нефти изменилось незначитель-

но (составило более 5%), то проводят исследование причин.

4.6 Тест на чувствительность к разбавлению эмульсией, не подвер-

гавшейся обработке деэмульгатором, выполняют с использованием про-

бы №3. В качестве необработанной эмульсии используют пробу эмуль-

сии, характерную для данного потока, отобранную со скважины, находя-

щейся на территории того же промысла (проба №3). Предварительно в эмульсии определяют содержание эмульгированной воды и проводят дисперсный анализ. Эмульсия должна содержать от 30 до 60 % эмульги-

рованной воды, структура эмульсии должна быть равномерной.

Для проведения теста готовят две смеси проб:

1)Проба №2 : проба №3 = 2 : 1;

2)Проба №2 : проба №3 = 3 : 1.

3)Контрольная проба - проба №2.

Затем производят гидродинамическое воздействие путем одновре-

менного перемешивания на мешалке-встряхивателе в течение 15 минут со скоростью 90 двойных качаний в минуту.

Затем пробы ставят на отстаивание как в п.3.3.5 – 3.3.7. 20