что такое подтоварная вода в нефтяной промышленности

Водоподготовка и водоочистка

Очистка пластовых и подтоварных вод, которые образуются параллельно с первичной нефтепереработкой, является сопутствующим процессом, но который также требует особого внимания. Этому и посвящена данная статья.

Процесс первичной очистки сырой нефти сопровождается получением подтоварной воды, которая может быть использована в технологических нуждах на предприятиях. К тому же, при добыче нефтепродуктов освобождается большой объем пластовой воды, которая тоже, в свою очередь, применяется на производствах. Но эта жидкость всегда имеет в своем составе соли, механические примеси, частицы газа, нефти и другие элементы, которые необходимо удалить.

Способы очистки пластовых и подтоварных вод

Фильтрование является одним из наиболее распространенных способов, который не требует дополнительных реагентов, но при этом имеет высокую производительность и отличается высокой степенью очистки, так как основано на применении гидрофобного фильтра, позволяющего задерживать большое количество взвешенных частиц и примесей.

Метод коалесценции основан на применении коалесцирующих насадок, которые являются «расходным» материалом, так как происходит их постепенное заполнение каплями нефти, газа и механическими частицами.

Процесс дегазации воды позволяет освобождать газовые частицы и использовать полученный газ в производственных нуждах дальше.

Оборудование для очистки пластовых и подтоварных вод

Для целей очистки на нефте­перера­батывающих заводах применяются:

Так, отстойники и аппараты позволяют эффективно очищать пластовую воду с содержанием:

В зависимости от типа оборудования и объема емкости (до 200 м 3 ) производительность отстойников разного вида составляет от 500 до 15000 м 3 /ч.

Устройство отстойников и аппаратов для очистки воды от нефтепродуктов

Отстойники представляют собой горизонтальные емкости, которые внутри разделены на негерметичные отсеки, имеют гидрофобные фильтры или коалесцирующие фильтр-насадки, задерживающие содержащиеся в воде механические примеси, взвешенные нефть или газ.

Например, внутри гидрофобных отстойников имеется один или несколько гидрофобных слоев водонефтяной эмульсии, задерживающие нефтяные капельки, которые затем выводятся из корпуса. Количество отсеков зависит от объема оборудования, требований к производительности и степени очистки воды.

В отстойниках с жидкостным фильтром также присутствует гидрофобный слой нефти, на котором оседают нефть и механические примеси. Дополнительно действующая внутри гравитационная сила увеличивает степень очистки пластовой или сточной воды.

В аппаратах очистки воды, в том числе глубокой, устанавливаются коалесцирующие насадки, на которых оседают те вещества, которые необходимо удалить из воды: нефть, газ, взвешенные частицы грязи. Эти фильтр-насадки постепенно загрязняются и требуют замены.

Флотаторы-дегазаторы характеризуются наличием дестабилизатора фазового состояния, который выполняет функцию очистки от эмульгированной нефти и частиц газа за счет понижения давления в основном отсеке.

Использование всего ассортимента оборудования для очистки воды позволяет получать на выходе очищенную воду со следующим показателями:

(*полный ассортимент оборудования для очистки пластовых вод Вы можете посмотреть в соответствующем разделе Каталога продукции)

Источник

Очистка подтоварной и попутно добываемой воды

Задача

Зачастую при очистке промысловых вод возникают три проблемы:

• низкая эффективность существующих технологий очистки подтоварной и попутно добываемой воды от нефтепродуктов (50-60 мг/л при оптимальных 10-20 мг/л).

• высокие капитальные и эксплуатационные затраты существующих технологий очистки нефтесодержащих вод и разделения водомасляных эмульсий.

• негативное воздействие производств нефтегазового комплекса на окружающую среду.

Биомикрогели® BMG-P2 эффективно улавливают в воде любые минеральные и растительные масла, животные жиры, а также нефть и нефтепродукты по механизму sweep-коагуляции.

После разделения водомасляной смеси и очищенную воду, и извлеченные нефтепродукты можно вернуть в технологический цикл и использовать повторно.

Коагулянты Биомикрогели® BMG-P2 хорошо сочетаются практически с любыми коагулянтами на основе неорганических солей поливалентных металлов, очищающими воду от взвешенных частиц.

Коагулянты Биомикрогели® BMG-P2 нужно разбавить в воде, используя статический миксер или другое подходящее для этого перемешивающее оборудование, позволяющее сделать гомогенный раствор.

Коагулянты Биомикрогели® BMG-P2 поставляются в виде порошка. Они упаковывается в полипропиленовые мешки по 25 кг, затем мешки размещаются на палетах. На одной палете размещается 20 мешков – 500 кг Коагулянта.

Коагулянты Биомикрогели® BMG-P2 в виде раствора поставляются в IBC контейнерах объемом 1000 литров.

Коагулянты Биомикрогели® BMG-P2 в виде пасты поставляются в пластиковых ведрах по 19 кг или в бочках объемом 220 л по запросу клиента.

Продукт необходимо хранить в прохладном, сухом месте. Необходимо сохранять всю защитную упаковку для использования продукта.

Гарантийный срок хранения в сухом виде – 24 месяца с даты изготовления. В случае самостоятельного приготовления рабочий раствор должен быть использован в течение 14 дней во избежание гидролиза или роста бактерий, или грибка и, следовательно, потери свойств.

После выделения осадка из воды Коагулянт Биомикрогели® BMG-P2 утилизируется в соответствии с действующим законодательством.

Источник

Контроль подтоварной и сточной воды в нефтеперерабатывающей промышленности

Существует множество классификаций коррозии. Классификация по агрессивному агенту транспортируемой среды (СО₂,H₂S,O₂, неорганические кислоты, бактерии) является одной из наиболее удобных с точки зрения борьбы с внутренней коррозией трубопроводов. Зная причины, вызвавшие разрушения, можно целенаправленно проводить защитные мероприятия.

В чистой нефти и нефтепродуктах процессы коррозии неинтенсивны. Наибольшие коррозионные разрушения имеют место в зоне раздела фаз: подтоварная вода-нефть и нефть-воздух. Нефть залегает в земле и в своем составе содержит большое количество минеральных солей, которые вымываются в воду. В ней содержится также и растворенный кислород. По своей активности подтоварная вода является одной из наиболее коррозионно-активных сред.

Кислород не содержится в продуктивных пластах и его присутствие в коррозионной среде всегда имеет техногенное происхождение. Наиболее существенный источник данного коррозионного агента – вода из природных водоёмов, используемая при заводнении пластов и обессоливании нефти, и содержащая до 7 мг/л растворённого О₂. Таким образом, водоводы, транспортирующие пресную воду, в особенности подвержены кислородной коррозии.

Кислородная коррозия нефтепромыслового оборудования, как правило, является более интенсивной, чем углекислотная. Кроме того, растворённый кислород значительно снижает эффективность работы широко применяемых на нефтяных месторождениях ингибиторов коррозии. Для исключения негативного влияния растворённого кислорода его концентрация в водной фазе не должна превышать 0,1 мг/л (РД 39-0147103-362-86 «Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений»).

С каждым годом возрастает доля месторождений с повышенным содержанием сероводорода и меркаптанов в отечественной нефтяной промышленности. Это представляет серьезную проблему при добыче, транспорте и переработке нефти, поскольку сероводород вызывает коррозию металлических частей оборудования, загрязняет промышленные воды и ухудшает работу катализаторов в установках нефтепереработки. Согласно ГОСТ Р 51858-2002 максимальное содержание сероводорода и меркаптанов в нефти не должно превышать 100ppm.

Также необходимо контролировать сточные воды, которыевыделяютсяобратно вокружающую среду по следующим параметрам: аммиак, хлориды, хлор, молибдат, фенолы, фосфат.Очистку сточных вод и вентиляционных выбросов следует осуществлять в соответствии с Санитарными нормами и правилами (СНиП П-32-74).

Защита от коррозии

Контроль сточных вод

Портативные тест-наборы CHEMetrics уже укомплектованы всем необходимым для проведения 30 анализов. Для тест-наборов, основанных на инструментальном методе, необходимо использовать мультипараметрический фотометрV-2000. Существует широкий список тест-наборов с различными диапазонами для контроля воды в нефтеперерабатывающей промышленности. Для получения подробной технической информации и по вопросам покупки, пожалуйста, обращайтесь в наши офисы.

ГОСТ9.602-2005 устанавливает общие требования к защите от коррозии наружной поверхности подземных металлических сооружений.

ГОСТ Р 52079-2003 и ГОСТ 30732-2006 устанавливают технические условия труб для газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, а ГОСТР 51164-98устанавливает общие требования к защите от коррозии трубопроводов стальных магистральных.

ГОСТ 17.1.1.04-80, ГОСТ17.1.3.02-77, ГОСТ17.1.3.05-82, ГОСТ17.1.3.10-83 и ГОСТ17.1.4.01-80 классифицируют подземные воды и описывают правила охраны вод от загрязнения, а также описывают общие требования к охране поверхностных и подземных вод.

Источник

Чистота заводнения

Высокая доля старого, осложненного фонда — общая черта практически всех российских нефтяных компаний, и «Газпром нефть» не исключение. С этим связана масса проблем, в числе которых ухудшение качества воды, использующейся в системах поддержания пластового давления. Ее решением успешно занимается Центр компетенций, созданный на базе «Газпромнефть-Муравленко»

Добыча чистой нефти — процесс, возможный лишь на ранних стадиях разработки месторождения. Как только естественное давление, под действием которого нефть выходит из скважины на поверхность, падает, снижение энергии пласта компенсируют искусственно, с помощью закачки какого-либо рабочего агента. Один из самых распространенных агентов — обычная вода, которую нагнетают в пласт под давлением до В результате вместо легко разделяемых углеводородных фракций из пласта извлекается газожидкостная смесь, состоящая из попутного нефтяного газа и жидкости, включающей в себя нефть и воду. Часть нефти и воды находится в свободном состоянии, часть — в виде их смеси — водонефтяной эмульсии.

Система поддержания пластового давления работает по замкнутому циклу: после извлечения подтоварная вода вновь закачивается в пласт. Такой подход позволяет не только сократить расход рабочего агента, но и значительно снизить нагрузку на окружающую среду. Однако повторное использование подтоварной воды требует серьезных усилий для ее очистки.

«Газпромнефть-Муравленко»

Один из основных добывающих активов «Газпром нефти», второй по объему добычи среди всех добывающих подразделений компании. Эксплуатируемая площадь более 4 тыс. кв. км. Эксплуатационный фонд превышает 4 тыс. скважин, 2,8 тыс. из них — добывающие. Предприятие осваивает 15 месторождений. Ежемесячно «Газпромнефть-Муравленко» добывает порядка 670 тыс. тонн нефти, 400 млн кубометров природного газа, извлекает из нефти около 150 млн кубометров попутного нефтяного газа.

Дело в том, что наличие в подтоварной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов, то есть их возможности принимать рабочий агент. Согласно отраслевому стандарту, устанавливающему основные требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов с учетом проницаемости и относительной трещиноватости коллекторов, содержание нефтепродуктов в подтоварной воде не должно превышать 50 мг на литр.

Определен госстандартом и максимально допустимый уровень содержания воды в товарной нефти. И если на новых месторождениях добиться оговоренных ГОСТом 0,5% воды в нефти несложно, то чем старше месторождение, тем больше усилий требует от нефтяников процесс подготовки нефти.

Несмешиваемые смеси

На дожимных насосных станциях с установками предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ), куда первоначально поступает газожидкостная смесь из пласта, с помощью сепараторов гравитационным методом отделяют попутный нефтяной газ, который отправляется на газоперерабатывающий завод.

Оставшаяся жидкость, состоящая из нефти, воды и эмульсии, отправляется на дальнейшую подготовку. Она проводится либо в отстойниках, либо в резервуарах, либо в комбинированных аппаратах, где действует основной процесс — гравитационный отстой, основанный на том, что нефть легче воды и после определенного времени всплывает.

Cистема сбора, подготовки и сдачи нефти

Самый сложный этап подготовки нефти — очистка водонефтяной эмульсии, смеси из воды и нефти, которые в обычной среде не смешиваются. Находящиеся в эмульсии механические примеси, смолы и асфальтены образуют вещества, которые связывают нефть и воду. Грубо говоря, капельку воды обволакивает своеобразная «броня» из мехпримесей, которая не позволяет ей сливаться и оседать вниз. Это эмульсия типа «вода в нефти». Чтобы разбить «броню», применяются такие методы, как подача реагентов-деэмульгаторов, тепловая обработка.

Переход на эксплуатацию месторождений на поздней стадии разработки сопровождается дополнительными мероприятиями, в том числе предполагающими воздействие на пласт химическими, термическими и другими реагентами. В этом случае создаются условия для возникновения эмульсии другого типа — «нефть в воде», когда «броня» из масел образовывается вокруг капель нефти и тоже не позволяет им слиться. Эмульсия «нефть в воде» достаточно устойчива, и довести подтоварную воду до соответствия требованиям стандарта качества очень трудно.

В «Газпромнефть-Муравленко» с этой проблемой столкнулись еще в годах и запустили процесс активного поиска вариантов ее решения.

Ингибиторы и китовый ус

Как рассказали в управлении подготовки и сдачи нефти «Газпромнефть-Муравленко», поиск эффективных путей решения проблемы начался с определения основных причин, вызывающих рост содержания нефтепродуктов в подтоварной воде. Одна из них — текущее состояние инфраструктуры, в частности превышение фактической добычи жидкости над проектной мощностью технологических объектов. Вторая причина — использование третичных методов повышения нефтеотдачи, когда при эксплуатации месторождений начинают применяться кислотные обработки призабойных скважин, так называемые сшиватели на основе гелеобразующих агентов, ингибиторы коррозии, солеотложения и деэмульгаторы, смесь которых провоцирует возникновение эмульсии типа «нефть в воде». Учитывая необходимость работы сразу в нескольких направлениях, комплексного решения задачи, в «Газпромнефть-Муравленко» был создан специальный Центр компетенций по подготовке подтоварной воды в сложных условиях.

Очевидное решение первой проблемы — реинжиниринг объектов подготовки нефти. Первым проектом, реализованным в этом направлении, стала реконструкция установки предварительного сброса воды на ДНС‑2 Еты-Пуровского месторождения, проведенная совместно со специалистами научно-технического центра НТК «Модульнефтегаз комплект». Чтобы изменить турбулентный режим работы установки, который не позволял отстаиваться нефти, на ламинарный, более спокойный, использовались коалесцирующие* устройства. Капли нефти и воды, стекающие по продольным к направлению потока пластинам, соединяются, после чего нефть поднимается вверх, а вода опускается вниз. Еще одно новшество — входные устройства, действующие по методу китового уса, которые разглаживают и выравнивают потоки.

Только за счет реализации этого проекта уровень содержания нефтепродуктов в подтоварной воде удалось снизить в два раза, а в дальнейшем за счет последовательной реконструкции добиться результата в на литр.

В рамках решения проблемы комплексной химизации, вызывающей условия для образования эмульсии «нефть в воде», на объектах ДНС Суторминского месторождения были проведены опытно-промышленные испытания новой марки ингибитора коррозий «Кормастер», который не являлся инициатором образования «брони» вокруг капель нефти. Применение «Кормастера » позволило снизить показатели содержания нефтепродуктов в подтоварной воде на 50% и достичь нормативных показателей.

Были испытаны и принципиально новые реагенты, оказывающее непосредственное влияние на эмульсию типа «нефть в воде». Использование одного из них — реагента компании Nalco — должно снизить показатель содержания нефтепродуктов в подтоварной воде на ДНС‑11 Суторминского месторождения до на литр. По большому счету это деэмульгатор, но работающий именно с эмульсией типа «нефть в воде», смывающий «броню», которая образуется вокруг капель нефти.

Отраслевой масштаб

Решения, разработанные в рамках Центра компетенций, доказали свою эффективность, однако на этом решено было не останавливаться и поставить процесс на рельсы системного научного подхода. В 2013 году научным обоснованием работы муравленковских нефтяников занялись специалисты РГУ им. Губкина. Сотрудничество с ведущим российским отраслевым вузом рассчитано на годы и проходит в несколько этапов.

Сначала ученые оценили ситуацию, отобрали пробы водонефтяной эмульсии на объектах «Газпромнефть-Муравленко» — по сути, провели масштабные изыскательные работы на месте, а на втором этапе исследования переместились в лаборатории университета. Здесь на основе результатов изысканий на месторождениях подбирались наиболее эффективные методы решения проблем и необходимое для этого оборудование. Для достижения максимальной эффективности экономическая оценка техники основывалась не на теоретических обобщенных выкладках, а исходя из профилей добычи и экономических показателей «Газпромнефть-Муравленко».

Впрочем, очевидно, что разработка новых методов подготовки подтоварной воды в сложных промысловых условиях — это не проблематика отдельного предприятия и даже одной компании. Что подтвердила первая конференция «Сбор и подготовка нефти и газа — 2014» в Москве. Наработки действующего на базе «Газпромнефть-Муравленко» Центра компетенций уже заинтересовали представителей практически всех ведущих российских нефтяных компаний.

* Коалесценция — слияние частиц (например, капель или пузырей) внутри подвижной среды (жидкости, газа) или на поверхности тела

Источник

Что такое подтоварная вода в нефтяной промышленности

Подтоварная это вода, загрязненная нефтепродуктами, образовавшаяся в результате отстаивания в резервуарах. Как правило, это бывает на объектах, которые связаны с нефтедобычей или другими нефтяными промыслами: на перерабатывающих заводах, нефтебазах, месторождениях, установках подготовки нефти и прочее. Очистка подтоварной воды возможна при многоступенчатой фильтрации.

Количество нефти в такого рода водах в районе 5-6%. Она относится к производственным сточным водам. Разумеется, она является источником загрязнения окружающей среды. Такую воду нельзя сливать на грунт или в канализацию без очистки. Так как в составе ее большое количество опасных и токсичных веществ, кроме того она может быть взрывоопасна и пожароопасна.

Эти воды могут применяться, но сначала их необходимо очистить. Очистка подтоварной воды от нефтепродуктов — это важно мероприятие. Для того, чтобы определить какой способ применить, необходимо понять, чем они загрязнены и до какой степени их необходимо очистить. Технологи компании Альбатрос подбирают очистные сооружения непосредственно под эти требования. В этой установке может быть множество этапов, которые обеспечат нужную степень очистки подтоварных вод.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ОЧИСТКИ ПОДТОВАРНОЙ ВОДЫ

От существующих насосов подтоварная вода подается на блок очистки, проходя следующие стадии:

Достоинства этого материала:

4.После фильтров очищенная вода может быть использована для поддержания пластового давления.

5.Часть идет в РПВ и используется совместно с компрессором для промывки фильтров.

6.Промывная вода с фильтров, фугат с обезвоживания, с нефтеотделителя, собираясь в накопителе, перекачивается в «Голову» очистных сооружений для повторной очистки.

Такая схема очистки позволяет разместить оборудование в мобильных зданиях (блок-контейнерах), что минимизирует затраты на монтажные работы.

Работа очистных сооружений зависит от работы основного насосного оборудования перекачки подтоварной воды. Поэтому энергопотребление установки очистки очень низкое. (Электроэнергия тратится только на промывной насос в процессе промывки фильтров, освещение, обогрев мобильных помещений и реагентное хозяйство).

Увеличение производительности поэтапно реализуется путем параллельной линии двух единиц идентичного оборудования к уже имеющемуся. При этом производительность будет расти в арифметической прогрессии.

При устройстве гребенки распределения подаваемой воды, остановка станции при увеличении производительности не требуется.

Поскольку подтоварная вода агрессивна по отношению к металлам и имеет достаточно высокую температуру, все оборудование и трубопроводы должны быть изготовлены из нержавеющей стали или футерованное. Черная сталь и пластмассы не допускаются.

Основное технологическое оборудование располагается в двух морских блок-контейнерах 20-ти и 40-футовых, поскольку вес оборудования в рабочем состоянии значителен. Вспомогательное оборудование по обработке нефтепродуктов, шлама, промывных вод располагается в 20-футовом морском контейнере.

Источник