ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ
УДК 622.692.4
© А.Г. Ахмадеев, Тонг Кань Шон, С.А. Иванов, 2015
Комплексный подход к обеспечению транспортировки высокопарафинистых нефтей шельфовых месторождений
А.Г. Ахмадеев, к.т.н., Тонг Кань Шон, к.х.н., С.А. Иванов
(НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро»)
Comprehensive approach to provide highparaffin oil transportation from the offshore fields
A.G. Akhmadeev, Tong Canh Son, S.A. Ivanov
(Research and Engineering Institute, Vietsovpetro JV, the Socialist
Republic Vietnam, Vungtau)
Адреса для связи: alberta.rd@vietsov.com.vn, sontc.rd@vietsov.com.vn, ivanovsa.rd@vietsov.com.vn
Ключевые слова: подготовка и транспорт нефти, депрессорная присадка, высокопарафинистая нефть, шельфовое месторождение.
E-mail: alberta.rd@vietsov.com.vn, sontc.rd@vietsov.com.vn, ivanovsa.rd@vietsov.com.vn
Key words: oil treatment and transportation, pour point depressant, high-paraffin crude oil, offshore field.
The article describes complex methods to ensure transportation of the highparaffin crude oil by the example of Dragon field, located in South Vietnam offshore. The methods include optimization of the oil treatment technology by chemical agents (pour point depressants and de-emulsifiers); implementation of the depressant additives solutions for the more effective impact on oil; rehabilitation of the throughput capacity of pipelines; break of the water-oil emulsions to decrease the viscosity of the transported oil. Example of the non-heat-insulated pipeline RP-1 - FSO-3 explains how implementation of the complex methods leads to the positive results in ensuring safe transportation of the produced product.
Л I I «Вьетсовпетро», являясь крупнейшим I I I нефтегазодобывающим предприятием
> I I Вьетнама, разрабатывает на шельфе Южно-Китайского моря крупные нефтяные месторождения Белый Тигр и Дракон, а также некоторые прилегающие к ним небольшие месторождения. Вся добываемая нефть является высокозастывающей с массовым содержанием парафина до 25 %, смол и асфальтенов 10-20 %, температурой застывания 28-40 °С.
Рассмотрим комплексный подход к обеспечению сбора и транспорта высокопарафинистых нефтей на примере месторождения Дракон (рис. 1). Добыча нефти осуществляется на различных гидротехнических сооружениях (ГТС): морских стационарных платформах и блок-кондукторах. Большинство скважин эксплуатируется газ-лифтным способом. В блок-кондукторах на установках предварительного отбора газа (УПОГ) выполняется сепарация добытой продукции с дальнейшим сбором и направлением газа на компрессорную платформу. Газоводо-нефтяная продукция RC транспортируется безнасосным способом в виде ГЖС или ГНН на стационарные платформы. На них осуществляются двухступенчатая сепарация и насосный транспорт продукции на УБН, где выполняются подогрев и подготовка нефти до товарной кондиции.
Расстояния от крайних ГТС до УБН значительны и достигают 25 км, что в условиях интенсивного охлаждения высокозастывающей продукции морской водой может приводить к замораживанию трубопровода. В связи с этим большинство нефтепроводов теплоизолированы (кроме старого нефтепровода RP-1 - УБН-3). Для улучшения реологических свойств нефть обрабатывается де-прессорными присадками.
Рис. 1. Схема сбора и транспорта нефти на месторождении Дракон:
УБН - установка беспричального налива; RP - морские стационарные платформы; RC - блок-кондукторы; ГЖС - газожидкостная смесь; ГНН - газонасыщенная нефть; PLEM - манифольд подводного трубопровода
Технология обработки нефти депрессорными присадками
Использование депрессорных присадок позволяет существенно снизить температуру застывания нефти и улучшить ее реологические параметры: вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига. Эффективность действия присадок зависит от температуры нефти при ее обработке. Температура ввода присадки должна быть выше температуры начала кристаллизации парафинов (59-63 °С). Дебит нефти большинства скважин месторождения Дракон невысокий, средняя температура продукции на устье составляет около 40-45 °С. В связи с отмеченным вся продукция обрабатывается де-прессорными присадками путем их подачи в скважины на глубину около 2000-2500 м по импульсным трубкам.
Механизм действия депрессорных присадок широко изучен и заключается в создании множества мелких центров кристаллизации, препятствующих образованию единой прочной кристаллической решетки. Активное вещество присадок, как правило, у всех производителей одинаковое - это сополимеры этилена и винил ацетата. Различие заключается в длине молекулярной цепи, числе «про-шивок» молекулы и составе растворителя.
Эффект синергетического действия депрессорных присадок при обработке высокопарафинистых нефтей
СП «Вьетсовпетро» постоянно ведет поиск и испытание новых депрессорных присадок, позволяющих обрабатывать нефть с меньшей дозировкой и большей эффективностью, в частности, широко применяются смеси депрессорных присадок различных производителей. Это позволяет повысить эффективность обработки за счет возникновения синергетического эффекта. Результаты применения смеси депрессорных присадок приведены на рис. 2. Смесь депрессаторов VX-7484 + TPD-1210 при лабораторных и опытно-промысловых испытаниях обеспечила большее снижение температуры застывания нефти и улучшение ее реологических параметров, чем данные депрессаторы по отдельности. Промышленное применение данной смеси позволило снизить удельный расход депрессаторов на 10 %. Аналогичный синергети-ческий эффект наблюдается при обработке нефти смесью депрессаторов ES-3363 и АР-1804.
Очевидно, применение смесей депрессаторов позволяет более интенсивно вовлекать в процесс кристаллизации молекулы парафина различной длины, что обеспечивает создание большего числа мелких центров кристаллизации.
Влияние дисперсности эмульсий на транспорт высокопарафинистой нефти
Широкое внедрение газлифтного способа добычи нефти увеличивает дисперсность водной фазы, способствуя образованию более устойчивой эмульсии. Если при фонтанном способе эксплуатации скважин размеры капель воды в эмульсии изменяются от 20 до 100 мкм и в основном составляют 60-100 мкм, то при добыче нефти с помощью электроцентробежных насосов или газлифта дисперсность капель воды резко возрастает, их размеры снижаются до 1-20 мкм, большей части капель воды - до 1-5 мкм (рис. 3). Это повышает вязкость жидкости и является одной из причин роста потерь давления при транспорте высокопарафинистой нефти.
Рис. 2. Сравнение результатов опытно-промыслового испытания смеси депрессорных присадок VX-7484 и TPD-1210 с результатами применения их по отдельности
Рис. 3. Влияние способа добычи на размер капель эмульсии при фонтанной (а) и газлифтной (б) добыче
В связи с отмеченным целесообразно осуществлять подачу деэмульгатора на блок-кондукторы для предварительного разрушения эмульсии, повышения эффективности действия депрессатора и улучшения качества подготовки нефти на УБН. Деэмульгатор необходимо подавать вместе с депрессатором по импульсным трубкам в скважины для снижения поверхностного натяжения на границе нефть-вода и предотвращения образования стабильных эмульсий.
Регулирование дозировки депрессорных присадок в соответствии с условиями транспорта продукции
В процессе разработки месторождения изменяется объем добычи на морском объекте, увеличивается обводненность, снижается температура добываемой продукции, изменяются физико-химические свойства продукции вследствие вовлечения в разработку более тяжелых неф-тей. В связи с этим эффективность подобранных для данной нефти депрессорных присадок со временем снижается, что вызывает необходимость оптимизации дозировки химических реагентов и осуществления поиска новых.
В качестве примера в таблице приведены изменения дозировки депрессаторов на объектах СП «Вьетсовпет-ро» с октября 2014 г. по март 2015 г. Одновременно прекращена подача депрессаторов в скважины с обводненностью более 70 % на всех морских объектах.
Объект Диапазон изменения дозировки депрессорных присадок, ppm Причина изменения дозировки
11Р-3 1000-500 Увеличение обводненности продукции до 73 %
130-1/3 1000-0 Увеличение обводненности до 85 %
130-7 1200-0 Увеличение обводненности до 85 %
110-ЭМ 1100-1350 Увеличение дозировки в зимний период в связи с понижением температуры моря и проблемами транспорта нефти по трубопроводу 11Р-1 -УБН-3
130-4 900-1100
Ю-5 700-1200
Ю-6 1000-1600
Очистка полости подводных трубопроводов
Большинство трубопроводов на месторождении Дракон не оборудовано камерами приема-пуска очистных устройств. Кроме того, применение скребков в морских подводных трубопроводах ограничивается наличием резких поворотов и вертикальных участков. Поэтому в условиях месторождений СП «Вьетсовпетро» для восстановления пропускной способности трубопроводов в основном применяется промывка морской водой или водой из системы поддержания пластового давления (ППД).
Проблема образования отложений в морских трубопроводах СП «Вьетсовпетро» возникает главным образом из-за их низкой производительности. Снижение температуры нефти увеличивает вязкость пристенного слоя и приводит к образованию застойных зон, которые постепенно уплотняются и формируют отложения. В результате постепенно повышается давление в трубопроводе, что влияет на добычу нефти. На рис. 4 приведен пример постепенного повышения давления в трубопроводе RC-6 - RP-1. Резкое увеличение давления соответствует промывкам трубопровода водой системы ППД, при этом значительно возрастает производительность трубопровода и происходит частичный вынос отложений. При всей простоте решения проблемы промывка водой имеет недостаток, заключающийся в неполном удалении отложений: под воздействием воды они уплотняются и становятся трудноудалимыми.
Рис. 4. Динамика показателей при периодических промывках трубопровода RC-6 - RP-1
В же время, образовавшиеся отложения играют роль дополнительной тепловой изоляции и антикоррозионного покрытия.
Комплексные методы обеспечения пропускной
способности трубопровода RP-1 - УБН-3
Применение комплекса методов по обеспечению транспорта высокопарафи
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.