Введение

Содержание сероводорода в товарной нефти некоторых месторождений ОАО «Удмуртнефть», в частности, Гремихинского, достигает 300 ppm и более. Среднегодовое содержание сероводорода в нефти, сдаваемой с установок подготовки (УПН) в систему АК «Транснефть», приведено в табл. 1. Поскольку доля товарной нефти с разных УПН в общем объеме товарной нефти изменяется от 0,015 до 0,471 (см. табл. 1), среднее содержание сероводо­рода в ней оказывается равным 70,25 ppm. Поэтому нефть ОАО «Удмуртнефть» согласно ГОСТ Р51858- 2002 классифицируется как нефть вида 3.

Таблица № 1

УПН	Содержание H2S, ppm	Массовая доля товарной нефти, сдаваемой АК «Транснефть»
Киенгопская	52	0,471
Мишкинcкая	70,1	0,236
Гремихинская	196,8	0,118
Ижевская	3,9	0,015
Архангельская	4,6	0,019
Ельниковская	42,5	0,141

Технологический процесс не исключает вероят­ности сдачи нефти с отдельных УПН, например, только с Гремихинской, что дополнительно увеличи­вает вероятность получения товарной нефти вида 3. C учетом того, что АК «Транснефть» планирует в будущем прием нефти только вида 1 с содержанием H₂S не более 20 ppm, процесс очистки нефти от H₂S на нефтепромыслах Удмуртии становится необходи­мым звеном в технологии ее подготовки.

Технология снижения содержания сероводорода

Теоретический анализ и лабораторные исследо­вания процессов абсорбции H₂S и сепарации его совместно с нефтяным газом, а также практика дли­тельной эксплуатации высокоэффективного ороси­тельного сепаратора газа типа ШВ на дожимной насосной станции (ДНС) Лиственского нефтяного месторождения позволили выявить и рекомендо­вать к реализации мероприятия, направленные на снижение содержания H₂S в нефти. Технология сни­жения содержания H₂S в нефти должна включать три основных этапа.

1. Подавление жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ).

   Это возможно решением комплексной задачи, включающей мероприятия по применению в систе­ме ППД обеззараживающей воду установки, напри­мер, УОЭ-Э-А150 фирмы «Эйкос» [1], предназна­ченной для подавления жизнедеятельности СВБ в подаваемой в пласт воде и обработки водо- и нефте­носных пластов соответствующими бактерицида­ми. К сожалению, на нефтепромыслах ОАО «Удмуртнефть» эта установка не испытывалась и не применяется. В целом обработка водо- и нефтенос­ных пластов бактерицидами различных марок с целью подавления жизнедеятельности СВБ носит полномасштабный характер. В результате планомер­ной реализации мероприятий первого этапа возни­кнут условия предотвращения выделения H₂S в пла­сте и снизятся затраты на очистку нефти от H₂S;

2. Организация высокоэффективной сепарации газа, например, в оросительном сепараторе ШВ [2 ].

   Высокая степень очистки нефти от H₂S, достига­емая за счет повышения эффективности сепарации газа, подтверждена в лабораторных условиях.

   Методика проведения эксперимента заключалась в том, что пробы нефти при комнатной температуре капельно подавали в колбу высотой 250 мм с помщью пипетки диаметром 3 мм и в полученной про­бе определяли содержание H₂S хроматографическим способом. Результаты опытов, проведенных с неф­тью Гремихинского месторождения с содержанием H₂S от 95,4 до 272,7 ppm, представлены в табл. 2, из которой видно, что в процессе «оросительной» сепарации газа содержа­ние H₂S в нефти снижа­ется в среднем в 2 раза;                                                   Таблица № 2

   Содержание H2S, ppm
   В исходной нефти	В нефти после сепарации газа
   128,3	67,9
   165,0	90,8
   228,7	122,2
   272,7	146,0
   312,0	161,4
   95,4	58,5

3. Глубокая очистка нефти от сероводорода методом абсорбции.

   Очистку нефти от H₂S на промыслах наиболее эф­фективно осуществлять абсорбционным способом, т.е. путем растворения H₂S абсорбентами (раствори­телями). При этом система газ — жидкость состоит из газообразных углеводородов в смеси с другими газа­ми и H₂S (газовая фаза), а также из жид­ких углеводородов и растворителя H₂S (жидкая фаза). В такой системе жидкие и газообразные углеводороды, а также дру­гие газовые включения должны иметь инертные свойства по отношению к растворителю H₂S. Только при этом воз­можно эффективное проведение абсорб­ции H₂S в углеводородной среде;

При транспорте продукции скважин по коммуникациям систем внутрипромыслового сбора и подготовки нефти, осуществлении сепарации газа и обезво­живания нефти (сепарации воды) проис­ходит интенсивное диспергирование газа и воды в нефти. Согласно работе [3] кап­ля воды на участке скважина — выкид из сепаратора газа дробится на 2560 более мелких. С учетом большой разницы в вяз­костных характеристиках газа и воды сле­дует предполагать, что газ дробится более интенсивно. В результате в объеме нефти образуются тонкодиспергированные пузырьки серово­дорода, которые могут контактировать с растворите­лем только при интенсивной конвективной диффузии, т.е. при полном перемешивании растворителя с неф­тью.

С этой точки зрения для очистки нефти от H₂S наиболее перспективными из множества различных типов абсорберов [4] являются абсорберы с под­вижной насадкой [5], возможность применения ко­торых на нефтепромыслах обсуждалась ранее [6].

Группой мониторинга технологических процессов ОАО «Удмуртнефть» проведены лабораторные иссле­дования очистки нефти Гремихинского месторожде­ния от H₂S абсорбционным методом 33 марками рас­творителей сероводорода, из которых наиболее эффек­тивны и рекомендованы к промысловым испытаниям следующие: моноэтаноламин (МЭА); ПСВ-3401 A (ЗАО «Опытный завод Нефтехим», г. Уфа); НСМ-2 (ЗАО «Спецгазавтоматика», г. Казань); GasTreat К-131М (Champion Technologies). Их промысловые испытания были проведены на Гремихинской УПН.

По технологии Гремихинской УПН (рис. 1) товар­ная нефть, полученная в электродегидраторе 8, снача­ла подвергается дегазации в сепараторе 2 при темпе­ратуре45-50°С, затем собирается в резервуаре типа РВС 3 и насосом 4 откачивается в головную насосную станцию АК «Транснефть» через УПН «Ижевское». Выделенный в сепараторе 2 газ сбрасывается в атмо­сферу через свечу рассеивания 1.

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема очистки нефти от сероводорода методом абсорбции

Разработанная технология промысловых испыта­ний была адаптирована к существующей техноло­гии Гремихинской УПН путем подключения к схеме после электродегидратора 8 абсорбера H₂S (смесите­ля) ШВ 13, в работе которого задействованы обору­дование систем подачи растворителя H₂S на прием абсорбера 13, емкость хранения абсорбента 17, мерник расхода абсорбента 15, шестеренчатый насос 16 и насос — дозатор 14, устройства для отбора проб нефти для анализа (краны 5-7,9-12) и контрольно-измери­тельные приборы (на схеме не показаны). Обобщаю­щие параметры ведения промысловых испытаний приведены в табл. 3.

Таблица № 3

Марка растворителя H2S	Объем обработанной нефти, тыс.т	Удельный расход растворителя Н2S, г/т	Среднее содержание H2S в нефти, ppm		Поглотительная способность растворителя H2S, кг/т
			Исходное	После очистки
МЭА	40,000	500	155,6	74,4	163
ПСВ-3401 А	21,333	450	225,0	80,9	385
НСМ-2	20,291	492,8	269,3	154,4	260
GasTreat К-131М	17,192	581,7	275,5	89,4	330

Анализ табл. 3 показывает следующее.

1. После обработки 40 тыс. т нефти моноэтаноламином (МЭА) в количестве 20 т содержание H₂S в нефти снизилось в среднем с 155,6 до 74,4 ppm, т.е. поглотительная способность МЭА по отношению к H₂S составила 163 кг/т;
2. Растворителем марки ПСВ-3401 A в количестве 9,6 т обработано 21,333 тыс. т нефти. При этом содер­жание H₂S в нефти снизилось с 225,0 до 80,9 ppm, что соответствует поглотительной способности 385 кг/т;
3. Растворитель марки НСМ-2 в количестве 10 т использовали для очистки 20,291 тыс. т нефти. Содер­жание H₂S в нефти снизилось с 269,3 до 154,4 ppm, что свидетельствует о растворимости H₂S в данном абсорбенте, равной 260 кг/т;
4. Растворителем марки GasTreat K-131M в коли­честве 10 т обработано 17,192 тыс. т нефти, в резуль­тате содержание H₂S снизилось с 275,5 до 89,4 ppm. Следовательно, поглотительная способность раство­рителя GasTreat K-131M составила 330 кг/т.

Таким образом, по результатам промысловых испы­таний наиболее эффективным растворителем H₂S ока­зался абсорбент марки ПСВ-3401 A производства ЗАО «Опытный завод Нефтехим» (г.Уфа). Поскольку содержание H₂S в нефти различных месторожде­ний колеблется в достаточно широких пре­делах (см. табл. 1), удельный расход раство­рителей в каждом случае должен подбирать­ся дифференцированно. Это подтверждено результатами лабораторных исследований: для снижения содержания H₂S в пробах нефти Мишкинского месторождения с 72 до 20 ppm необходимый расход растворите­ля марки ПСВ-3401 A составил 240 г/т нефти (рис. 2), в то время как для нефти Гремихинского месторождения этот показатель равен 385 г/т (см. табл. 3). Следователь­но, с понижением исходного содержания H₂S в нефти удельный расход

Рис. 2. Зависимость содержания в нефти H2S от расхода растворителя марки ПСВ — 3401 A

абсорбента уменьшается, что необхо­димо учитывать при реализации мероприятий для подавления жизнедеятельности СВБ и повышения эффективности сепарации газа.

Заключение

Таким образом, результаты теоретического ана­лиза технологического процесса подготовки нефти с высоким содержанием сероводорода, а также лабораторных и промысловых испытаний позволя­ют рекомендовать технологическую схему очистки нефти от сероводорода, включающую этапы высо­коэффективных процессов подавления жизнедея­тельности СВБ, оросительной сепарации и абсорб­ции H₂S в аппарате с подвижной насадкой с использованием, в частности, абсорбента марки ПСВ-3401 А.

Список литературы

1. Разработка мероприятий по повышению надежности системы утилизации сточных вод в Воткинском НГДУ/Отчет о НИР. Рук. В.Х. Шаймарданов//УдмуртНИПИнефть. — Ижевск, 1997;
2. Разработка и внедрение технологии обезвоживания нефти на Лиственской ДНС/Отчет о НИР. Рук. В.Х. Шаймарданов//Удмурт- НИПИнефть. — Ижевск, 1995;
3. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. — Казань: ФЭН, 2000. — 415 с;
4. Рамм В.М. Абсорбция газов. — М.: Химия, 1966;
5. Шаймарданов В.Х. Канд. дисс. Исследование абсорбции углеки­слого газа водой в аппаратах с подвижной насадкой. — Сверловск: УПИ, 1975;
6. Шаймарданов В.Х. О возможности применения аппаратов с подвижной насадкой в технологических схемах промысловой подготовки нефти. Техника и технология эксплуатации нефтяных месторождений Татарии// Тр. ин-та/ТатНИПИнефть. — 1986. — Вып. 59.