Продукция

• Бактерициды
• Деэмульгаторы
• Ингибиторы коррозии
• Ингибированная соляная кислота НАПОР-HCl
• Ингибитор кислотной коррозии НАПОР-КБ
• Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений и ингибитор гидратообразований НАПОР-7301

Раскрытие информации

Статьи и обзорыПрименение реагента комплексного действия Реапон-ИФ

Применение реагента комплексного действия Реапон-ИФ

В настоящее время АНК «Башнефть» интенсивно проводит реконструкцию системы сбора нефти, газа и воды, заключающуюся в обеспечении раннего путевого сброса и утилизации основного объема попутно добываемой воды. Эффективность системы предварительного сброса и подготовки подтоварной воды в значительной степени зависит от применения химических реагентов - деэмульгаторов, осуществляющих отделение воды от нефти в процессе транспортирования эмульсии до установок предварительного сброса. В НГДУ «Краснохолмскнефть» в качестве такого реагента применяется деэмульгатор комплексного действия Реапон-ИФ (РИФ), разработанный в АО «Напор». Опытно-промышленные испытания его начаты в 1993 г. на Бураевском, Игровском и Четырмановском месторождениях. Технологический процесс сбора и транспорта нефти на Бураевском месторождении характеризуется следующим:

• сбор продукции от скважин осуществляется на УПС-51, где осуществляются отделение газа и откачка добываемой трастовой воды в систему ППД;
• добываемая нефть содержит 2,5 % серы 12,52 % смол,2,25 % парафина, 5.22 % асфальтенов и 82,4 % воды;
• процесс деэмульсации контролируется по остаточному количеству воды после УПС и содержанию нефтепродуктов в пластовой воде после предварительного сброса;
• контроль антикоррозионной эффективности ведется по образцам - свидетелям, установленным в системе сбора и утилизации сбрасываемой воды;
• общее число дозирующих установок составляет 14. из них деэмульгаторных -8, ингибиторных - 6.

Испытания Реапона-ИФ на Бураевском месторождении проводились с 25.10.95 г. по 22.01.96 г. За этот период среднесуточная добыча жидкости составила 6444 м , воды - 5315 м , нефти - 1129 м; обводненность равнялась 82,4 %. Как деэмульгатор РИФ в зимние месяцы обеспечил разрушение водонефтяной эмульсии на 92,4 - 96,3 %. Содержание воды в нефти, откачиваемой с УПС-51 в Краснохолмский НСП, составило 4-6 %, а нефтепродуктов в пластовой воде, сбрасываемой с УПС-51 в систему ППД, не более 26 мг/л, что вполне удовлетворяло требованиям
промысловой подготовки нефти и воды в Н ГДУ « Краснохолмскнефть». Для оценки эффективности защитного действия РИФ в шести точках системы сбора нефти и утилизации сточных вод
Бураевского месторождения были установлены образцы-свидетели. Контрольная скорость коррозии до испытания равнялась 12.1 мм/год. Средняя скорость коррозии при закачке РИФ с удельным расходом 30.1 г/м воды составила 0,27 мм/год; защитная эффективность - 97,8%. На рисунке приведены скорости коррозии в точке N1 Бураевского месторождения при использовании различных реагентов: диссолвана V3145 фирмы «Хехст АГ», ФРГ (средний удельный расход составил 43,3 г/м3 воды, защитная эффективност-54%), СНПХ-1004 (средний удельный расход 25 г/м воды, защитная эффективность 91,5%) и Реапона-ИФ. Бакт ериц идны е свойства РИФ оценены по сравнению с известными бактериц идами С НП Х-1004 и ЛПЭ-11 на средах промыслов N 2 и 4 (табл. 1). Анализ результатов показывает, что РИФ как бактерицид эффективнее ЛПЭ-11, но слабее СНПХ-1004. Подавляющая СВБ концентрация РИФсоставляет 300-500 г/м.

Расчеты показали, что при промысловой закачке деэмульгатора-ингибитора РИФ точках подачи достигается концентрация, значительно превышающая оптимальную для подавления СВБ (табл.2). Действительно, анализы проб из резервуара УПС-51 НП-5 показали отсутстви СВБ, в то время как в продукции добывающих скважин НП-5 содержится от 10 до 10 клеток СВБ (табл. 3). Таким образом, при применении РИФ без дополнительных затрат обеспечивает постоянное подавление СВБ в добываемой продукции. С 1996 г. Реапон-ИФ используется на всех месторождениях. Общий объем применения составил 800 т. В табл. 4 приведены степень охвата ингибированием нефтепромыслов N 2-6 регентом РИФ, достигаемая при этом степень защиты и удельная частота порывов. Удельный расход РИФ по точкам подачи деэмульгаторов составил 60,2 г/т (при среднем по АНК «Башнефть» 77,6/т), по точкам подачи ингибиторов -26,7 г/м на пластовую воду (при среднем по АНК «Башнефть» 29,3 г/м3). Внедрение комплексных реагентов СНПХ-1004, Реапон-ИФ позволило, несмотря на возрастающую из года в год агрессивность транспортируемой жидкости, сократить число порывов, снизить содержание нефтепродуктов в сточной воде и остаточной воды в нефти на СУН и У ПС нефтепроводов по НГДУ «Краснохолмскнефть». Так, в 1993 г. отношение общего числа порывов к удельному составляло 336/0,0133, в 1994 г. -242/0,104, в 1995 г. - 237/0,102, в 1996 г. - 212/0,0093, в 1997 г. -181/0,08. Содержание нефтепродуктов в сточной воде в 1993 г. составляло 66 мг/л, в 1994 г. - 42,4 мг/л, в 1995 г. - 28,4 мг/л, в 1996 г. - 27,6 мг/л, в 1997 г. - 24,3 мг/л. Переход на комплексный реагент Реапон-ИФ вместо применявшихся до него СНПХ-1004 с Реапоном-4В или СНПХ-1004 с Сепаролом WF-41 позволил получить экономию в 1997 г. только по прямым затратам (расчет выполнен по стоимости и расходу сравниваемых реагентов в ценах 1998 г.) в 1,35 млн. руб. (табл. 5).

Уменьшение порывов нефтепроводов также дает значительный экономический эффект, поскольку в настоящее время затраты на ликвидацию одного порыва и связанная с ним рекультивация почвы составляют в среднем 2500 руб. Кроме прямых затрат применение одного реагента в качестве деэмульгатора и ингибитора коррозии упрощает работы по приемке, хранению, вывозу на место назначения, подаче в систему нефтесбора, увеличивает охват реагентом системы трубопроводов и объема жидкости за счет объединения точек подачи ингибиторов и деэмульгаторов. Таким образом, применение перспективной технологии трубной деэмульсации с помощью деэмульгатора Реапон-ИФ, обладающего хорошими защитными и бактерицидными свойствами, обеспечивает рациональное использование материальных ресурсов, снижает себестоимость добываемой нефти и в конечном счете стабилизирует экономическое положение в НГДУ «Краснохолмскнефть».

Таблицы, упоминаемые в статье

Таблица 1

Таблица 2

Таблица 3

Таблица 4

Таблица 5