|
|
 |
|
 |
Калькулятор НДС онлайн: nds.com.ru
Главная Публикации
Исследования по снижению содержания серoводорода и меркаптановой серы в нефти
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 сульфат редукция 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
№ скв.
Плотность, г/см
Массовая доля воды, %
Содержание хлористых солей, мг/дм
Содержание сернистых соединений, pip
Сероводород
Метил-меркаптаны
Этил-меркаптаны
1
0,827
0,9
467,3
150,0
28,95
268,4
2
0,844
10,0
1365,2
13,7
36,8
279,9
3
0,846
-
14,25
150,2
39,9
431,8
4
0,830
0,2
24,6
157
38,0
468,0
5
0,831
0,3
41,0
0,8
25,6
435,0
Физико-химическая характеристика нефти, поступающей в накопительные емкости, представлена в табл. 2.
Табл. 2. Физико-химическая характеристика нефти, поступившей в накопительные емкости
Плотность, г/см
Массовая доля воды, %
Содержание хлористых солей, мг/дм
Содер. мех. примесей, %
Содержание сернистых соединений, pip
Содер. общей серы, %
Сероводород
Метил-, этил-меркаптаны
0,9367
0,03
15,5
0,021
123
386
1,55
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. Лабораторные испытания реагента «ПАК»
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
№ пп
Наименование пробы
Время выдержки, час
Содержание сернистых соединений в нефти
Сероводород, ppm
Меркаптановая сера, ppm
1
Контрольная
-
102
1161
Нефть с реагентом «ПАК» — 250 г/т
2
8
421
2
Контрольная
-
122,5
1330
Нефть с реагентом «ПАК» — 250 г/т
2
10
453
3
Контрольная
-
116
1237
Нефть с реагентом «ПАК» — 250 г/т
2
отсутствует
438
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. Ввод реагента «ПАК» в технологический трубопровод было рекомендовано осуществлять перед печью подогрева нефти в зоне наибольшего завихрения, например, перед насосом, лопастным расходомером или специальным стационарным завихрителем, встроенным внутрь трубы.
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
№ пп
Наименование пробы
Содержание сернистых соединений в нефти
сероводород, ppm
меркаптановая сера, ppm
1
Контрольная
122,5
1330
Нефть с реагентом «ПАК» — 180 г/т
отсутствует
476
2
Контрольная
116
1237
Нефть с реагентом «ПАК» — 250г/т
отсутствует
389
Выводы 1. Лабораторные и опытно-промышленные испытания реагента-нейтрализатора «ПАК» показали значительное снижение содержания сернистых соединений в нефти — сероводорода и меркаптановой серы. 2. Использование сравнительно низкого по стоимости реагента «ПАК» на первом этапе освоения нефтяных месторождений, содержащих сернистые соединения, позволяет получить товарную нефть без применения дорогостоящей установки демеркаптанизации. 3. Простая технология очистки нефти от сернистых соединений с помощью реагента «ПАК» позволяет применить установку блочно-модульного типа. 4. Обрабатываемая с помощью реагента «ПАК» нефть отвечает по качеству нормативным требованиям. 5. Действие реагента «ПАК» проявляется также и в нейтрализации сернистых соединений в нефти, в том числе и тяжелых меркаптанов.
 Система информационной поддержки внешнеэкономической деятельности в Санкт-Петербурге. Новый офис «ЛенСпецСМУ»: сделано с умом. Без бумажки: Смольный разрешает строителям строить без разрешения. «ФИРМА ИНДИД-ПРОЕКТ»: 10 лет стабильности и развития. Сланцы — забытое богатство энергетики Северо-Запада. Поиск причин дефицита. ISOVER участвует в программе развития спортивного Петербурга.
Главная Публикации
|
|
