|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1 стр. из 1 Типы сернистых соединений в нефти весьма разнообразны. Отдельные нефти содержат свободную серу. В других случаях сера пребывает в связанном состоянии, то есть в виде сероводорода и сераорганических соединений (меркаптанов, дисульфидов, тиофенов, тиофанов). Среди сернистых соединений нефти различают три группы. К первой из них относятся сероводород и меркаптаны, обладающие кислотными, а потому и наиболее коррозионными свойствами. Вторую группу составляют нейтральные к низкой температуре и термически малоустойчивые сульфиды и дисульфиды. В третью входят термически стабильные циклические соединения — тиофаны и тиофены. Сера является наиболее распространенным гетероатомом в нефти и нефтепродуктах. Содержание ее в нефти колеблется от сотых долей до 14%. Наиболее богаты серосодержащими соединениями нефти, приуроченные к карбонатным породам. Нефти терригенных (песчаных) отложений содержат в 2–3 раза меньше серосодержащих соединений, причем максимум их наблюдается у нефти, залегающей на глубине 1500–2000 м, то есть в зоне нефтеобразования. Элементарная сера встречается в растворенном состоянии (до 0,0001–0,1%) исключительно в нефти, связанной с известковыми отложениями. По содержанию тиолов (меркаптаны, тиоспирты) нефти подразделяют на меркаптановые и безмеркаптановые. Первые нефти являются метановыми, связанными с известковыми коллекторами, вторые залегают в терригенных коллекторах. Нефтяные сульфиды подразделяют на две группы: соединения, содержащие атом серы в открытой цепи (диалкилсульфиды или тиоалканы), и циклические сульфиды, в которых атом серы входит в полиметиленовое кольцо. В настоящее время на промысловых месторождениях сероводородсодержащие нефти транспортируются без нейтрализации сероводорода, что приводит к быстрому коррозионному разрушению трубопроводов, частым их порывам, утечкам и чрезмерному загрязнению окружающей среды высокотоксичными соединениями — сероводородом и легкими меркаптанами. Сероводородсодержащие угленосные (карбоновые) нефти обычно содержат в своем составе значительные количества легколетучих, чрезвычайно токсичных и сильно пахнущих метил-, этил-меркаптанов (для метил-меркаптанов ПДК в воздухе рабочей зоны 0,8 мг/м и ПДК в воздухе населенных мест 9–10-6 мг/м). Поэтому, с точки зрения охраны окружающей среды, одновременная их нейтрализация является чрезвычайно актуальной задачей. Более того, по ГОСТ Р51858 — 2002 г. содержание сероводорода и меркаптанов в товарной нефти не должно превышать 20–100 ppm. Основной объем нефти в Казахстане добывается с применением заводнения нефтяных месторождений природными водами, что привело их к заражению микроорганизмами и активации микробиологических процессов. В частности, биогенная сульфатредукция интенсивно развивается в условиях, когда для заводнения используются пресные или слабоминерализованные воды. Зона интенсивного водообмена служит благоприятной средой для развития сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), активно продуцирующих сероводород, вызывает коррозию металла и электрохимическое поведение стали в пластовой воде. Кроме разрушений металла сероводород ухудшает качество нефти, а тонкодисперсный сульфид железа и вымершие биомассы бактерий забивают призабойную зону нагнетательных скважин, снижая на 30–40% проницаемость и существенно ухудшая показатели разработки месторождений нефти. Наиболее благоприятные условия для биохимических процессов складываются в призабойной зоне нагнетательных скважин при заводнении нефтяных пластов. Эта зона после определенного времени превращается в своеобразный генератор сероводорода, а закачиваемая в пласт вода, проходя через нее, теряет значительную часть сульфатов и обогащается сероводородом. Последний, продвигаясь по продуктивному пласту, достигает добывающие скважины и, соединясь с ионами двух- и трехвалентного железа, присутствующими в пластовой воде, образует осадки сульфидов железа. Сульфиды железа ускоряют коррозионное разрушение скважинного оборудования, выкидных и сборных трубопроводов, объектов системы подготовки нефти и поддержания пластового давления. Нефтяная промышленность Республики Казахстан бурно развивается. После окончания строительства магистрального нефтепровода Тенгиз–Новороссийск решены проблемы транспортировки нефти на экспорт. Вводятся в эксплуатацию новые месторождения, после совершенствования применяемых систем разработки увеличивается добыча из «старых» месторождений. Для обеспечения запланированных уровней добычи нефти в течение ближайшего десятилетия предстоит выполнить огромный объем работ, в первую очередь, в области создания эффективных технологий разработки нефтяных месторождений и обеспечения экологической безопасности их реализации. Что касается нефтяного газа Казахстана, ресурсы которого очень велики, то он в большинстве случаев содержит сероводород и поэтому нуждается в очистке на специальных установках. Рост добычи нефти в стране в значительной степени связан с добычей аномальных нефтей (с большим содержанием сероводорода и парафинов) в районах со сложными природными условиями. Месторождения Казахстана, в частности Актюбинской области, в основном находятся в надсолевых и подсолевых отложениях. Нефти надсолевых отложений (месторождения Кенкияк, Каратюбе, Акжар и другие) — тяжелые, вязкие, имеют низкую газонасыщенность, содержат масляные фракции высокого качества. Нефти подсолевых отложений (Тенгиз, Жанажол, Кожассай, Урихтаау и др.) — легкие, газонасыщенные, имеют небольшую вязкость. В продукции скважин содержится более 3% сероводорода. Нефти месторождения Алибек Южный — достаточно сернистые с высоким содержанием сероводорода и меркаптановой серы (до 130 ppm и 1400 ppm соответственно). В условиях добычи, сбора и подготовки продукции скважин месторождений подсолевых отложений с высоким содержанием (более 3%) сероводорода и углекислого газа особое внимание должно уделяться требованиям надежности эксплуатации и безаварийной работы оборудования и трубопроводов, охране окружающей среды и технике безопасности. Для снижения сернистых соединений в нефти, а именно сероводорода и меркаптанов, разработан и рекомендован к применению реагент «ПАК» (поглотитель агрессивных компонентов). Реагент-нейтрализатор «ПАК» (ЩСПК Модифицированный) обладает широким спектром действия, он уменьшает скорость коррозии нефтепромыслового оборудования, способствует снижению активности СВБ, уменьшению локальной коррозии. Его применение по специальной технологии в системе ППД способствует увеличению приемистости нагнетательных скважин, а при добыче нефти позволяет значительно улучшить ее качество за счет нейтрализации в ней сероводорода и меркаптанов. С целью снижения удельного расхода «ПАК» и затрат на одну тонну подготавливаемой нефти и снижения концентрации сероводорода в нефти до 20 ppm, согласно требованиям ГОСТ Р-51858 — 2002, в настоящее время улучшена модификация реагента, доработана технология, применение которой будет способствовать нейтрализации сероводорода биогенного происхождения. Длительное использование реагента позволит снизить содержание сернистых соединений согласно требованиям ГОСТ Р-51858 — 2002 и улучшить экологическую обстановку. Отбор проб Отбор контрольных проб осуществлялся с устья после сепаратора (АГЗУ) из накопительной емкости. Отбор проб после обработки реагентом «ПАК» производился из емкости сбора нефти. Определение физико-химических характеристик нефти В накопительные емкости месторождения Южный Алибек нефть поступает из пяти скважин. Физико-химическая характеристика данной нефти представлена в табл. 1. Табл. 1. Физико-химическая характеристика нефти месторождения Южный Алибек
Физико-химическая характеристика нефти, поступающей в накопительные емкости, представлена в табл. 2. Табл. 2. Физико-химическая характеристика нефти, поступившей в накопительные емкости
Из данных характеристик нефти видно, что нефти месторождения Алибек Южный — достаточно сернистые, с содержанием серы около 1,55%, сероводорода — 157 ppm, метил-меркаптанов — до 38 ppm, этил-меркаптанов — до 468 ppm. Испытания нефти на содержание сероводорода и меркаптановой серы при лабораторных испытаниях проводились потенциометрическим титрованием по методу фирмы Saybolt UOP — 163 mod. Результаты лабораторных испытаний реагента представлены в табл. 3. Табл. 3. Значения содержания сернистых соединений в нефти без добавления реагента «ПАК» и с добавлением реагента «ПАК» 250 г на одну тонну нефти в условиях лабораторных испытаний
Рекомендации по технологии подачи реагента Нефть со скважины через сепаратор должна подаваться в накопительные емкости, из которых далее следовать в печь подогрева нефти (температура до 50°С) и поступать в емкости сбора товарной нефти. Опытно-промышленные испытания Нефть со скважины проходила через сепаратор в накопительную емкость, из которой подавалась в печь, где нагревалась до температуры 50°С и поступала в сборник нефти, при этом реагентом «ПАК» было обработано 28,6 м нефти в течение трех часов. Ввод реагента в технологическую линию осуществлялся перед печью с удельным расходом реагента «ПАК» — 180 г/т. Аналогичное испытание проводилось при удельном расходе реагента «ПАК» 250 г/т, при этом реагентом было обработано 9,2 м нефти. Результаты опытно-промышленных испытаний реагента «ПАК» представлены в табл. 4. Табл. 4. Значения содержания сернистых соединений в нефти без добавления реагента «ПАК» и с добавлением «ПАК» 180 и 250 г/т в условиях опытно-промышленных испытаний
Выводы Дата: 29.03.2006 Х. С. Мерпеисов, А. Д. Медведев "НефтьГазПромышленность" 2 (22)
«« назад Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации! |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||