Ключевые слова: сбор и подготовка нефти, водонефтяная эмульсия, деэмульгатор, внутритрубная деэмульсация, коалесцирующие элементы.
Высокая обводненность эксплуатируемых нефтяных скважин, обусловленная природными, технологическими и физико-химическими факторами, является ключевой проблемой современной нефтедобывающей промышленности. Кардинальным методом борьбы с чрезмерным или преждевременным обводнением добываемой продукции является ограничение притока вод к скважинам в результате выполнения ремонтно-изоляционных работ с использованием специализированных реагентов и методов [1–3]. Однако, несмотря на значительные успехи в исследованиях и разработках в этом направлении, на протяжении нескольких десятилетий наблюдается стабильная динамика увеличения среднего показателя степени обводненности добываемой нефти на российских месторождениях. Таким образом, задачу извлечения огромного количества воды из уже добытого нефтяного сырья приходится решать на наземных объектах промысловой подготовки нефти. В случае добычи тяжелого высоковязкого нефтяного сырья эта задача существенно усложняется вследствие образования устойчивых водонефтяных эмульсий.
Для решения обозначенной проблемы предлагается комплексный подход с использованием химического и технологического аспектов. Химический метод обезвоживания нефти является обязательной составляющей ее промысловой подготовки. Обезвоживание эмульсий высокой агрегативной устойчивости требует более тщательного подбора деэмульгаторов и на современном этапе предусматривает разработку новых реагентов, соответствующих принципу «эффективность–экономичность–экологичность» [4, 5]. Однако применение деэмульгаторов является недостаточным условием высококачественной подготовки нефти, для этого также необходимо обеспечение оптимальной технологии процесса. Сложившаяся система сбора и подготовки нефти для каждого конкретного промыслового объекта имеет свои особенности по объемам добычи флюидов, протяженности трубопроводов, гидродинамике потока, месту ввода деэмульгатора, аппаратурному оформлению. Необходимо отметить, что технологические схемы подготовки нефти многих месторождений (уже в настоящее время зрелых) формировались в условиях их ускоренного освоения, при этом не были выполнены широкие научные исследования физико-химических свойств скважиной продукции для обоснования процессов обезвоживания нефти на поздних стадиях разработки месторождений. На данном этапе актуальным является реконструкция и модернизация таких схем с целью эффективного использования промыслового оборудования для подготовки товарной нефти с привлечением минимальных затрат и технологических ресурсов.
В рамках программы реинжениринга объектов наземной инфраструктуры месторождений Краснодарского края на примере одной из установок подготовки нефти (УПН) наблюдается ухудшение показателей ее работы и снижение качества подготавливаемой нефти. Нарушение технологического режима установки связано с изменением свойств поступающего смесевого сырья, представляющего собой трудно разделяемую водонефтяную эмульсию, вследствие перераспределения объема нефтей с различных месторождений. Увеличение расхода используемого базового деэмульгатора в этом случае является экономически и технологически неоправданным, так как приводит к возникновению явления передиспергирования, образованию и накоплению промежуточных слоев, вследствие чего увеличиваются потери нефти.
Принципиальная технологическая схема действующей УПН приведена на рисунке 1. Подготовка нефти осуществляется методом термохимического отстаивания в последовательно расположенных вертикальных стальных резервуарах (РВС).Рисунок 1. Принципиальная технологическая схема действующей УПН
Р-1, Р-2 – технологические резервуары; Р-3 – буферный резервуар; Р-4, Р-5 сырьевые резервуары; Е-1 – замерная емкость; Д-2, Д-3 – устьевые блоки подачи реагента; Н-1, Н-2, Н-3, Н-4 – насосы
Водонефтяная эмульсия с кустов скважин собирается на групповых установках (ГУ), где происходит первичная сепарация, и далее под давлением 0,1-0,3 МПа поступает в технологический РВС (Р-1 или Р-2), проходит через слой воды, где происходит выпадение части пластовой воды и механических примесей, и нагревается до температуры 12–45 ºС. Подогрев водонефтяной эмульсии осуществляется паром, подаваемым по паропроводу в змеевики внутри резервуара. Перепуск нефти из технологического РВС в буферный РВС (Р-3) осуществляется два раза в сутки после предварительного отбора проб. Перед началом перепуска уровень нефти в технологическом резервуаре понижают/повышают до требуемого. Отстоявшаяся от пластовой воды нефть из технологического резервуара через переливную трубу самотеком перепускается в буферный РВС, в котором подачей пара в змеевики внутри резервуара поддерживается температура 15–50 ºС. После статического отстоя (не менее 2 ч) производится зачистка буферного РВС от отстоявшейся пластовой воды и некондиционной нефти в замерную емкость Е-1. Далее нефть из буферного РВС насосами Н-1 (Н-2) перекачивают в сырьевые РВС (Р-4 или Р-5), оборудованные змеевиками для подачи пара. В приемный коллектор насосных агрегатов через устьевой блок подачи реагента УБПР (Д-2, Д-3) производится подача деэмульгатора. Продолжительность отстоя нефти в сырьевых РВС составляет 12–72 ч, температура не превышает 70 ºС. В процессе отстоя производится периодическая зачистка отстоявшейся пластовой воды в систему безнапорной канализации. По окончании процесса отделения воды производится отбор проб нефти. В случае несоответствия нефти требованиям группы 1 по ГОСТ Р 51858-2020 производится ее повторная полная (частичная) перекачка в свободный сырьевой РВС с дополнительной подачей деэмульгатора. При соответствии качества нефти ГОСТ 51858-2020 производится ее откачка по нефтепроводу в систему измерений качества и количества нефти (СИКН).
Сокращение затрат на подготовку нефти возможно благодаря оптимизации использования деэмульгатора в системе сбора и транспорта нефти, в частности, за счет более рационального размещения точек его дозирования. Одним из самых эффективных способов повышения разделяющей способности УПН, находящихся на значительном удалении от добывающих скважин, является внутритрубная деэмульсация – ввод деэмульгатора на начальных этапах транспортировки потока. Поэтому первым из предлагаемых вариантов внесения изменений в технологическую схему сбора и подготовки нефти является замена установки для дозирования деэмульгатора на УПН на многоточечную систему ввода реагента на ГУ с подогревом до 50 ºС для снижения вязкости нефти. При этом подача 70 % от общего расхода реагента предполагается непосредственно в и 30 % расхода реагента – в сепаратор. Для реализации данного подхода требуется установка дозирующих насосов и емкости для хранения деэмульгатора, а также внедрение SCADA-системы с целью непрерывного мониторинга параметров процесса. Для поддержания требуемой температуры целесообразным является установление термокожухов на трубопроводах. Оптимальная обработка эмульсии деэмульгатором в системе нефтесбора не требует дополнительного дозирования деэмульгатора в сырье на УПН.
Следующим предлагаемым техническим решением является использование в технологической схеме подготовки нефти аппаратов, интенсифицирующих процесс разделения устойчивых водонефтяных эмульсий – сепаратора с коалесцирующими модулями или концевого делителя фаз. Благодаря наличию коалесцирующих элементов в таких аппаратах обеспечивается эффективное предварительное укрупнение капель воды перед отстаиванием, что позволяет сократить время разделения эмульсии и уменьшить расход деэмульгатора [6–9]. Применение эффективных внутренних устройств и совмещение технологических процессов в одном аппарате способно обеспечить существенное снижение металлоемкости промысловых объектов (до трех раз) и количества емкостного оборудования.
Сепараторы с коалесцирующими модулями в зависимости от условий эксплуатации могут применяться для процесса первичной, вторичной или концевой сепарации, отличаются технологической надежностью и высокими технологическими показателями. Конструкция модулей представляет собой многослойные соты из композитных материалов с градиентом пористости 100–500 мкм. Коалесцирующие модули интенсифицируют дестабилизацию водонефтяной эмульсии на молекулярном уровне за счет адсорбции природных эмульгаторов на поверхности материала и снижения энергетического барьера коалесценции эмульгированных капель воды. За счет роста среднего размера капель с 10 до 50 мкм наблюдается увеличение скорости сепарации на 25 % по сравнению обычными сепараторами. Максимальная эффективность модулей обеспечивается при ламинарном режиме потока и температуре процесса 50–70 °C для снижения вязкости нефти и увеличения подвижности капель. Внедрение таких модулей позволяет сократить операционные расходы на 20–30 % при сохранении качества подготовки нефти, что соответствует принципам зеленой химии и ESG-стандартам.
Концевой делитель фаз конструктивно представляет собой конечную часть трубопровода, в котором реализуется раздельная структура газожидкостного потока и осуществляется отдельный вывод фаз. В ряде случаев концевые делители фаз преобразовались в трехфазные сепараторы с горизонтальным потоком обрабатываемого сырья. Концевой делитель фаз трубный (КДФТ) применяется в составе установок подготовки нефти в качестве первой ступени обезвоживания. КДФТ представляет собой наклонный цилиндрический аппарат, в котором количество, длина и диаметр трубных секций определяется производительностью установки. Принцип работы КДФТ основан на законах гидростатики и гидродинамики: вода, обладающая большей плотностью по отношению к нефти, направляется в нижнюю часть аппарата и выводится в трубопровод приема воды. Нефть поднимается в верхнюю часть аппарата, откуда отводится на дополнительную подготовку. Для обеспечения требуемого качества подготовки нефти в аппарате устанавливаются коалесцирующие устройства (комплект параллельных пластин)
Для прогнозирования эффективности отдельных технологических стратегий был использован метод PIMS-анализа. Показатели работы действующей УПН отражены в таблице 1. Видно, что за счет недостаточно эффективного разделения устойчивой водонефтяной эмульсии в системе емкостного оборудования наблюдаются потери нефти с отделенной водной фазой, что отрицательно сказывается на показателях работы установки.Таблица 1. Показатели работы действующей УПН
*Усредненная стоимость нефти на внутреннем рынке по данным на 2025 г.
Результаты ориентировочного прогнозного расчета показателей экономической эффективности от внедрения предлагаемых технических решений представлены в таблице 2. Расчет капитальных затрат выполнен с учетом проведенного анализа и подбора оборудования (преимущественного отечественного производства), а также затрат на строительно-монтажные и пуско-наладочные работы. Для расчета заявленной экономии по реагенту использована стоимость композиционного деэмульгатора «Краснодар-ДЭ-3», состав которого разработан с учетом особенностей физико-химических свойств добываемого нефтяного сырья [10].
Таблица 2. Результаты ориентировочного прогнозного расчета показателей экономической эффективности от внедрения предлагаемых технических решений
Из таблицы 2 видно, что за счет повышения эффективности разделения устойчивых водонефтяных эмульсий в системе сбора и подготовки нефти прогнозируется существенное в стоимостном выражении снижение потерь нефти, то есть ее дополнительная добыча. Предварительный срок окупаемости каждого проектного решения составляет менее одного года. Таким образом, предлагаемые технологические стратегии являются прибыльными, могут способствовать обеспечению эффективности процесса промысловой подготовки нефти и позволят продлить жизненный цикл зрелых месторождений в период их экономически рентабельной разработки.
Литература
1. Кадыров Р.Р., Латыпов Р.Р., Низаев Р.Х., Сахапова А.К., Хасанова Д.К., Жиркеев А.С. Комплекс технологий ограничения водопритока в скважины / Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2017. № 1. С. 67–72.
2. Тимофеев О.П. Ограничение притока пластовых вод в эксплуатационных скважинах / Бурение и нефть. 2024. № 3. С. 8–11.
3. Каразеев Д.В., Стрижнев В.А., Вежнин С.А., Мамыкин А.А., Телин А.Г., Павлик А.С. Опыт проведения ремонтно-изоляционных работ по ограничению водопритока пенно-полимерным составом в терригенных и карбонатных пластах Демкинского и Зюзеевского месторождений / Деловой журнал Neftegaz.RU. 2025. № S8 (165). С. 21–23.
4. Попов А.А., Ясьян Ю.П., Нисковская М.Ю., Сыроватка В.А., Хрисониди В.А. Деэмульгаторы водонефтяных эмульсий: вчера, сегодня, завтра // НефтеГазоХимия, 2025. – № 1–2. – С. 38–44.
5. Афанасьев С.В. Инновационные способы разделения водонефтяных эмульсий и переработки нефтешламов // Деловой журнал Neftegaz.RU, 2023. № 5 (137). С. 24–29.
6. Мякишев Е.А., Тарасов М.Ю. Исследование процесса обезвоживания нефтей различного типа с использованием коалесцирующих элементов / Нефть. Газ. Новации. – 2016. – № 5. – С. 28–34.
7. Мухамадеев Р.У., Бадикова А.Д., Куляшова И.Н., Вахитов Т.Р. Анализ эффективности осадителей и коалесцеров различной конструкции при различных температурных режимах для разделения водонефтяных эмульсий высоковязких нефтей / Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. 2021. № 1. С. 80–100.
8. Савельева Н.Н. Совершенствование технологического оборудования системы сбора и подготовки скважинной продукции / Современные наукоемкие технологии. 2019. № 2. С. 138–142.
9. Давыдов А.Ю., Воробьев Д.А., Хабибуллин М.Я., Сулейманов Р.И., Астафьева Г.М. Применение трубного концевого делителя фаз / В сборнике: Современные технологии в нефтегазовом деле – 2025. Сборник трудов международной научно-технической конференции. Уфа, 2025. С. 598–601.
10. Попов А.А., Ясьян Ю.П., Нисковская М.Ю., Сыроватка В.А. Исследование эффективности деэмульгаторов различного компонентного состава для нефти месторождения Краснодарского края / Деловой журнал Neftegaz.RU. 2025. № 7 (163). С. 46–49.
