МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ промышленности институт «ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ»

ИНСТРУКЦИЯ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ НЕФТЕЙ И НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ ЦЕЛЬЮ ВЫДАЧИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

РД 39—30—898—83

7 - дродояЕжтшяость преСадажжя в карате жддхостж (ие$п. постутмизеЖ ил обработку ), ш,

р - расход срсаашаоЖ воды. % масс, и оСессолеинув иарп;

2t4 - с оде родию вода в обработанной яефта, % масс.

(АО ГОСТ 2477-65);

X- содордежс содей в обессиленной жарп, кг/д

(во ГОСТ 21534-76).

3.1.3.5,    Значение удельного расхода реагентов, принимаемое для конкретной нефти в пределах интервала расходов (см.табл.I), согласуют с расположением плотности нефти в интервале плотностей, определяющих тип этой нефти.

Пример I. Определить удельный расход реагента в процессе предварительного обезвоживания для нефти с плотностью 860 кг/м³.

Нефть относится ко П типу (средняя нефть), интервал плотностей 830-870 кг/м³, интервал удельных расходов реагента для предварительного обезвоживания нефтей П тала 20-40 г/т.

Плотность данной нефти (860 кг/м³) близка к верхнему пределу интервала плотностей (870 кг/и³), удельный расход реагента принимают равным верхнему значению интервала расходов, т.е. 40 г/т жидкости (обводненность 4С$).

Пример г. Определить удельный расход реагента на предварительное и глубокое обезвоживание нефти, проводимых непосредственно одно за другим (на ЩС) для нефти с плотностью 890 кг/м³. Нефть относится к Ш типу (тяжелая нефть), интервал

о

плотностей 870-910 кг/м , интервал удельных расходов для глубокого обезвоживания 60-80 г/т.

Плотность данной нефти (890 кг/м³) находится в середине интервала плотностей, удельный расход реагента на обезвоживание принимают равным среднему значению з интервале расходов, т.е. 70 г/т жидкости (обводненность 20%). В этот расход включен и расход на предварительное обезвоживание.

3.1.3.6.    При выборе температуры процесса и продолжительности пребывания нефти (жидкости) в аппарате для конкретного типа нефти и процесса подготовки необходимо ориентироваться на минимальное значение одного из этих параметров и на максимальное другого или на средние значения обоих, взятых из табл. I.

Пример. Оценить температуру и продолжительноеть пребывания ь электродегидраторе для глубокого обезвоживания нецти

плотностью 860 кг/м³. Нефть относится ко П типу (средняя нефть), рекомендуемые для электрообезвоживания температуры 40-60°С, время пребывания в алектродетадраторе 30-60 мин (см. табл.1). Можно принять следующие параметры i =40°С, 2 =60 мин, ЕЛИ i =60°С,    2    =30    мин,    клж    t    =50°,    2 =45 мин.

3.1.3.7.    Для получения при электрообессоливажи товарной нефти с содержанием хлористых солей менее 40 мг/л содержание солей в нефти, поступающей на обессоливание, не должно превышать 500 мг/л; для получения товарной нефти с содержанием солей менее 100 мг/л - не должно превышать 1000 мг/л. При содержании солей в нефти, поступающей на обессоливание, выше указанных количеств необходимо проводить двухступенчатое электрообессоливание.

3.1.3.8.    Для парафинистых нефтей с высокой температурой

застывания (    >    20°С)    температурный    режим    процессов под

готовки нефтей I и П типа принимают как для нефтей Ш типа.

3.1.3.9.    Параметры подготовки нефтей, пршеденныо в табл.1, относятся к нефтям, добываемым с одного продуктивного горизонта. В случае поступления на подготовку нефтей с раимчшх горизонтов и месторождений параметры подготовки долины быть скорректированы в соответствии с известными ,инт»я по устойчивости эмульсий смеси нефтей. В частности, прж смеиважии эмульсий нефтей, одна из которых содержит серомдород, а пластовые воды другой - ионы двухвалентного железа, корректировку параметров подготовки выполняют в соответствия с "Временной Инструкцией по определению допустимых пределов смешения сероводород- и железосодержащих водонефтяных эмульсий" (РД 39-1-205-79).

3.2. Оценка параметров подготовки нефти по содержание потенциальных стабилизаторов нефтяных эмульсий в безводных нефтях

3.2.1.    Основные параметры процессов подготовки нефти -предварительного и глубокого обезвоживания-оценивают на основе содержания в нефтях следующих высокомолекулярных компонентов, определяющих устойчивость нефтяных эмульсий:

асфальтенов и смол; парафинов; нефгянш ПАВ.

Методика определения содержания перечисленных компонентов безводных нефтей приведена в приложении 2.

3.2.2.    Параметры глубокого обезвоживания нефти оценивают по коэффициенту устойчивости Ку процесса теплохимической де-эмульсации, вычисляемому по уравнению

I/ - 9' +9° о

*у~ /оо-ул-    *

где у_е - содержание смол; ^ - содержание асфальтенов;

- содержание нефтяных ПАВ; у* - содержание гудрона в нефти, % масс.

3.2.2.1.    По значению коэффициента устойчивости Ку с помощью табл.2, определяют для глубокого обезвоживания нефти тепло-химическим и электрическим способом и электрообессоливания температуру процесса, ^°С; время пребывания в аппарате, 7 мин; количество промывной воды, ^ % масс, на нефть, обеспечивающие необходимую глубину обработки _f содержание остаточной воды,

масс, х хлористых солей, I мг/л (см. табл. 2).

3.2.2.2.    Удельный расход реагента-деэмульгатора сушарно для процесса глубокого обезвоживания и обессоливания определяют по значению коэффициента устойчивости f$r с помощью графика, приведенного на рис.1.

Технололгчесхже параметры подготовке нефтей, определенные на основе состава и свойств потенциальных стабилизаторов нефтяных акулье; 2

		Глубокое обезвоживание					Обессолжвание электрическим полем
продели Ку	тешюхшлесххы			аяехтрлескиы способом
	*.°с	г,ухи		f.°c	2,шш	ЫГ*	t."с	?,ы*н	?•*		X ,мг/л
0,10-0,30	40	40	1.0	40	20	Д> 0,5 вкл.	40	20	3-5	До 0,5 вкл.	До 40 вкл.
0,31-0,45	55	60	1.0	55	30	То же	50	30	3-5	То же	То же
0,46-0,70	60	120	1.0	60	40	•	50	40	3-5	•	До 100 вкл.
0,70	80	180	2,0	80	ВО	RO 1,0 вхл.	80	50	5	JP 1,0 вхд.	То же

Pio. L Коррелжщоиная эамсшость коэффициента устойчивости КУ от расхода реагента

3.2.3. Параметры предварительного обезвоживания нефти оценивают по коэффициенту устойчивости КНТ процесса обезвоживания при низкой температуре, вычисляемому по уравнению

ттт 9с*9а+9я л

^Шш /оо-уЛ. ?'•

где у_й - содержание парафина в нефти, % масс. Значения остальных величин даны выше (см.п.3.2.2).

3.2.3.1.    По значению коэффициента КНТ с помощью табд.З определяют параметры предварительного обезвоживания нефти - температуру, время прерывания в отстойнике при заданном содержании остаточной воды в обработанной нефти.

3.2.3.2.    Удельный расход реагента для предварительного обезвоживания также определяют по коэффициенту устойчивости КНТ с помощью графика, приведенного на рис.2.

Таблица 3

Технологические параметры предварительного •*б8вожхваажя нефти, определенные на основе состава и свойств потенциальных стабилизаторов нефтяных эмульсий

Интервал КНТ	t,°С	г,мин.
От 0,1 до 0,34 вкл.	10-20	до 40	до 2,0 вкл.
св.0,34 до 0,43 вкл.	20-25	40-60	до 10 вкл.
св.0,43	25-30	60-120	до 20 вкл.

Рис. 2. Корреляционная зависимость коэффициента устокчиьсств КНТ от расхода реагента

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПОДГОТОВКИ НЕФТЕЙ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЯ ИХ ЭМУЛЬСИЯ

4.1.    Объекты исследования

Лабораторные исследования по определению параметров подготовки нефти проводят на разгазярозанных при I ата нефтяных эмульсией.

4.1.1.    Пробы нефтяных эмульсий, необходимые для проведения исследований:

отбирают с обводнившихся скважин с параметрами, соответствующими требованиям п.2.3 настоящей инструкции, при их наличии на месторождении, для которого необходимы исходные данные по подготовке нефти;

приготавливают путем смешивания безводной нефти, отобранной с месторождения, с соответствующей пластовой водой (естественной или искусственной).

Примечание. Пробы безводной нефти могут быть отобраны с разведочных скважин месторождения во время их опробования или в период пробной эксплуатации его, или с безводных скважин, если месторождение вступило в стадию нормальной эксплуатации.

Пробы нефти с разведочных скважин или в период пробной эксплуатации месторождения отбирают в контакте о подразделения-ют, занимающимися определением общих физико-химических свойств нефтей новых месторождений.

4.1.2.    Пробы пластовой воды отбирают с соответствующих горизонтов с законтурных скважин в период разбуривания месторождения или с выссксобводненлых скважин в период его эксплуатации. При отсутствии возможности отбора проб пластовой воды с исследуемого месторождения для получения искусственных эмульсий используют пластовую воду, отобранную с других нефтяных месторож-

дений, разрабатывающих аналогичные продуктивные горизонты, или приготавливают путем растворения необходимого количества солей в воде (см.п.2.3.2).

4.1.3.    Отобранные пробы безводной нефти хранятся в метал-лической или полиэтиленовой плотно закрытой таре. Пробы пластовой воды хранятся в стеклянной или полиэтиленовой таре под слоем нефти во избежание окисления неустойчивых ионов (например, ионов двухвалеьтного железа) кислородом воздуха. Срок хранения проб не должен превышать I месяц.

4.1.4.    Пробы искусственной нефтяной эмульсии приготавливают путем смешивания безводной нефти и пластовой воды в термо-статируемой турбинной мешалке стандартных размеров с регулируемым числом оборотов, обеспечивающей воспроизводимость получения эмульсии, удовлетворяющей требованиям, приведенным в п.2.3 настоящей инструкции. Описание конструкции мешалки и методика приготовления эмульсии на ней даны в приложении I.

4.2. Определение параметров предварительного и глубокого обезвоживания нефтей теплохимическим способом в лабораторных условиях

4.2.1.    Сущность способа состоит в определении количества отделившейся от нефти воды (содержашй остаточной воды) в зависимости от параметров процесса подготовки.

4.2.2.    Необходимое оборудование и реактивы:

X. Водяная баня на температуру от +10 до +40°С с гнездами для измерительных цилиндров.

2.    Измерительные цилиндры с полиэтиленовым основали ем( по ГОСТ 1770-74)на 250 мл.

3.    Пипетки с делениями(по ГОСТ 20292-74)на 1,2,5 мл.

4.    Колбы мерные(по ГОСТ 1770-74) на 100 и 200 мл.

5.    Мешалка для перемешивания эмульсии с реагентами (см. приложение 3).

6.    Стаканы химические высокие с носиком (по ГОСТ 10394-72) на 1000 мл.

7.    Стаканчики для взвешивания - бпксы(по ГОСТ 7146-70),высокие, без плечиков, 30/45 мм.

8.    Воронки конусообразные(по ГС£Т 8643-75) й 3-4.

9.    Отстойники стеклянные(по ГОСТ 22528-77^исполнение I (для определения содернания смолистых веществ в нефтепродуктах вместимостью 40 мл).

10.    Отстойники стальные герметичные (см. приложение 4).

11.    Водяная баня на температуру от 20 до 80°С с гнездами для отстойников(по ГОСТ 22528-77), исполнение I.

12.    ь1асляная баня на температуру от 80 до 120°С с гнездами для стальных отстойников (см.приложение 4).

4.2.3. Данная методика предусматривает определение трех параметров, обеспечивающих получение нефти заданного качества: температуры отстаивания нефтяной эмульсии, смешанной с реагентом-де эмульгатором;

продолжительности отстаивания нефтяной эмульсии, сметанной с реагентом;

типа ь удельного расхода реагента-деэмульгатора.

Другие параметры, от которых может зависеть эффективность процесса подготовки нефти теплохимическим способом-принимают постоянными во всех опытах.

4.2.3.1. Глубина подготовки нефти должна обеспечить оста-точноэ содержание воды, определенное(по ГОСТ 2477-65):

для процесса предварительного обезвоживания не более 10 или 205» масс.;

для процесса глубокого обезвоживания не более 1% масс, (см. зп.1.4.1 и 1.4.2).

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ИНСТРУКЦИЯ

по исследованию нефтей и нефтяных эмульсий с целью выдачи исходных данных для проектирования установок подготовки нефти

Вводится впервые Приказом Министерства нефтяной промышленности от 25 июля М 396

Срок введения установив» с июля 1983 г. Срок действия до

I. ОШЕ ПОЯСНЕНИЯ

1.1.    Настоящая инструкция содержит методики исследования нефтей и нефтяных эмульсий для получения холодных данных, необходимых при проектировании на уровне технико-эконсмж-ческлх обоснований (ТЭО) ■ рабочих чертежей промысловых установок по обезвоживанию нефтей, а также при разработке схем развития ж размещения нефтяной промышленности нефтедобывающих районов.

1.2.    Инструкция включает ряд методик, позволяющих получать исходные данные для проектирования установок подготовки нефти для новых нефтедобывающих районов различной степени изученности и для нефтяных месторождений, находящихся на различной стадии разработки и обустройства, с учетом наличия и объема проб нефтей и нефтяных эмульсий с этих месторождений.

1.3.    Предлагаемые методики содержат исходные данные для процессов подготовки нефти, предусмотренных "Нормами технологического проектирования ооъектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений" (ВНТП-77):

предварительное обезвоживание нефти (предварительный сброс воды) до остаточного содержания воды 10 или 20%, жди меньше при исходном содержании более 20%;

глубокое обезвоживание нефти теплохимнчесшш и электрическим (на токах промышленной частоты) способами до остаточного содержания воды I% или меньше при исходном содержании не более 20%;

обессоливание нефти электрическим способом (на токах промышленной частоты) до остаточного содержания хлористых солей и

воды, соответствующих I-й группе нефтей по ГОСТ 9965-76: солей -не более 40 мг/л, воды - не более 0,5%.

1.4. Исходные данные, получаемые по предлагаемым методикам, включают следующие параметры:

1.4.1.    Для процесса предварительного и глубокого обезвоживания нефти теллохимическим способом:

температура отстаивания, °С; продолжительность отстаивания, мин;

тип и удельный расход реагента-деэмульгатора, г/т обрабатываемой жидкости (нефти, поступающей на обезвоживание).

1.4.2.    Для процесса глубокого обезвоживания электрическим способом:

температура обработки алектропУхлем, °С; продолжительность пребывания жидкости в электродегидраторе, мин;

напряженность электрического поля, rifc/см; тип и удельный расход ре агента-деэмульгатора, г/т обрабатываемой жидкости (нефти, поступающей на обезвоживание).

1.4.3.    Для процесса обессоливания электрическим способом: температура обработки электрополем, °С; продолжительность пребывания жидкости в электродегидраторе, мин;

расход промывной воды, % масс, на нефть, поступающую на обесс сливание;

напряженность электрического поля, кЕ/см; тип и удельный расход реагента-деэцульгатора, г/т обрабатываемой жидкости (нефти, поступающей на обессоливание); число ступеней обработки.

1.4.4. Пересчет удельного расхода реагента на товарную нефть выполняют по уравнению

» s    _ /у Ъ£И)_ао*    ,_т

К > /00-у_льсе'-и~^г V <°° J У^й    -ЪЯГ    ^Ш

где - удельный расход реагента на эмульсию, г/т; $мхг содержание солей в эмульгированной воде ("сухой остаток"), % масс.; ьСГ * ЪГГ — содержание воды в эмульсии и товарной не^ти соответственно, % масс (по ГОСТ 2477-65).

1.5.    Определение параметров процессов подготовки нефти в предлагаемых методиках проводят различными способами в соответствии с условиями, пере числе ншжи в п.1.2. Используют следующие способы в зависимости от степени изученности нефтяного месторождения, стадии его разработки, наличия проб нефти и нефтяной эцульсив.

1.5. Z. Оценка параметров, исходя из общих физико-химических свойств нефти в сопоставлении их со свойствами типичных нефтей, условия подготовки которых известны.

1.5.2.    Сценка параметров по результатам исследования компонентного состава и свойств нефти, непосредственно определяющих устойчивость ее нефтяной эцульсии.

1.5.3.    Определение параметров подготовки на основе лабораторных исследований образцов разгазнрованных до I ата нефтяных эмульсий, отобранных с месторождений или образцов нефтяных эмульсий, полученных искусственно из разгазированной до I ата безводной нефти и пластовой воды.

1.5.4. Определение параметров на пилотных установках, воспроизводящих процессы подготовки нефти, на образцах как газонасыщенных, так и разгазированных до I ата нефтяных эмульсий, отобранных с месторождений или полученных искусственно.

1.6. Объем исследований, выполняемых с целью получения исходных данных для проектирования установок промысловой подготовки нефти, определяется на основе задания, выдаваемого проектной организацией в соответствии с заданием на проектирование установки и выбранной принципиальной технологической схемой.

2. ОБЪЕКТА ИССЛВДОВАНИЯ

2.1.    Определенные по приведенным методикам параметры подготовки нефти относятся к конкретному образцу нефтяной эмульсии, взятому для исследования.

Образец нефтяной эмульсии, используемый в исследовании, должен представлять собой эмульсию, поступающую в перспективе на установки подготовки нефти в данном нефтедобывающем районе.

2.2.    Для многоплаотовых месторождений или групп месторождений с различными продухтнвншн горизонтами, входящих в данный нефтедобывающий район, исследования выполняют как на представительных образцах нефтяных эмульсий отдельных основных продуктивных горизонтов и месторождений, так и на их смесях с целью определения совместимости нефтяных эмульсий различных жластов.

2.3.    Образцы нефтяных эмульсий для исследований могут быть получены двумя путями:

2.3.1. Для месторождений, где имеются обводнявшиеся скважины, отбирают представительную пробу водонефтяной эмульсии с отдельной скважины, групповой установки или сборной эмульсии всего месторождения. Место отбора пробы определяют исходя из необходимости иметь требуемую обводненность эмульсии (см.ниже.п.2.4.1) или получить смесь эмульсий основных разрабатываемых горизонтов.

2.3.2.    Для месторождений, находящихся в периоде безводной эксплуатации, водонефтяную эмульсию готовят в лабораторных условиях путем смешивания безводной нефти основных продуктивных горизонтов с соответствующей пластовой водой. Пластовую воду отбираю; из законтурных скважин соответствующих горизонтов или из сильно обводнившихся скважин других месторождений, эксплуатирующих те же продуктивные горизонты. В крайнем случае пластовую воду готовят искусственно растворением необходимых солей в дистиллированной воде, выдерживая при этом солевой состав и pH

в соответствии с характеристикой естественной пластовой воды.

2.3.3.    Для приготовления раэгазированной до I ата нефтяной эмульсии смешивают нефть и пластовую воду на специальной мешалке, обеспечивающей необходимую степень дисперсности эмульсии (см.приложение I "Методика приготовления стандартной искусственной эмульсии"). Для приготовления газонасыщенной нефтяной эмульсии используют пилотную установку (см.п.5.2 "Методика приготовления газонасыщенных нефтяных эмульсий").

Примечание. При разработке нефтяного месторождения методом разрезания на блоки или площадного заводнения возможно быстрое опреснение извлекаемых вместе с нефтью пластовых вод, что необходимо учитывать при приготовлении искусственных нефтяных эмульсий путем смешивания безводной нефти и пластовой воды.

2.4. Характеристики нефтяных эмульсий, используемых для исследования.

2.4.1. Обводненность нефтяной эмульсин должна находиться в пределах:

для определения параметров процесса предварительного обезвоживания нефти (предварительный сброс воды) в образцах промысловой эмульсии-от 20 до 60%, в образцах искусственной эмульсии-в пределах 30-50JC;

для определения параметров глубокого обезвоживания нефти

для общих эмульсий (промысловой а искусственной)- от 10 дс 20JC.

Содержание воды в нефтяной эмульсии определяется по ГОСТ 2477-65.

Примечание: возможно использование нефти, полученной после определения параметров предварительного обезвоживания нефти, для определения параметров глубокого обезвоживания, если в ней содержание остаточвой воды не менее 5%.

2.4.2. Дисперсность искусственной нефтяной эмульсии, приготовленной на лабораторной мешалке, должна находиться в пределах: средний объемно-поверхностный диаметр-от 6 до 12 мкм, чему соответствует удельная поверхность от Ю*10⁶ до 5»10⁶ 1/м.

Дисперсность промысловых эмульсий и искусственных эмульсий, приготовленных на пилотной установке, желательно иметь в тех же пределах (см. приложение 1 "Методика определения дисперсности эмульсии).

2.5. Нефтяная эмульсия, отобранная с месторождения или приготовленная в гаяоыасыщенном состоянии из безводной нефти и пластовой вода, должна быть исследована не позже чем через 4 часа от момента ее отбора или приготовления.

Нефтяная эмульсия, приготовленная из безводной нефти и пластовой вода, разгазированных при давлении I ата (в полностью разгааярованном состоянии), выдерживается до начала исследования 16-20 часов.

3. МЕТОДИКА СЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ ПОДГОТОВКИ НА ОСНОВЕ СВОЙСТВ ЭЗОДШ НЕФТЕЙ

3.1. Сменка по общим физико-химическим свойствам безводных нефтей

Данную методику используют в том случае, когда отсутствуют пробы промысловых нефтяных эмульсий и безводных нефтей для получения искусственных эмульсий.

3.1.1.    Основные параметры процессов подготовки нефти: температура отстаивания, °С; продолжительность отстаивания, мин;

удельный расход реагента, г/т жидкости, могут быть оценены исходя из общих физико-химических свойств нефти:

плотность, d , кг/м³;

динамическая вязкость при 20°С,    ,    н.с/м².

3.1.2.    Нефти в зависимости от физико-химических свойств -плотности и вязкости - разделены на четыре типа: I - легкие нефти; П - средние нефти; Ш - тяжелые нефти и 1У - очень тяжелые нефти.

В табл.1 приведены значения параметров подготовки нефтей в зависимости от их физико-химических свойств.

3.1.3.    При использовании табл.1 для оценки параметров подготовки нефти необходимо учитывать еледуицие положения:

3.1.3.1.    Исходное содержание воды в нефти, поступающей на обработку в процессе предварительного обезвоживания не менее 20, на глубокое обезвоживание - не более 20, на обессоливание -не более 1,0.

3.1.3.2.    Удельный расход реагента на предварительное обезвоживание определен на I т сырой нефти (жидкости) с содержанием вода 40, на глубокое обезвоживание - с содержанием воды 20 и на обессоливание - с содержанием вода 1,0.

3.1.3.3.    При последовательном проведении предварительного и глубокого обезвоживания удельный расход реагента на глубокое обезвоживание (см.табл.I) включает расход и на предварительное обезвоживание.

3.1.3.4.    Удельные расходы реагента на процесс электрообессоливания (см. табл. I) являются дополнительными к расходам на глубокое обезвоживание.