Организация контроля изменения содержания хлорорганических соединений на объектах подготовки нефти АО «Самаранефтегаз»

UDK: 622.276.8
DOI: 10.24887/0028-2448-2021-8-102-105
Ключевые слова: хлорорганические соединения (ХОС), товарная нефть, скважинная продукция, геолого-технические мероприятия (ГТМ), мониторинг, нефтепромысловые реагенты
Авт.: В.Н. Кожин (ООО «СамараНПИПнефть»), к.т.н., В.В. Коновалов (ООО «СамараНПИПнефть»), к.х.н., К.Л. Пашкевич (АО «Самаранефтегаз»), В.М. Хафизов (АО «Самаранефтегаз»), Б.А. Шишканов (АО «Самаранефтегаз»), А.Е. Чернов (АО «Самаранефтегаз»), А.С. Кириллов (ООО «СамараНПИПнефть»), С.В. Бодоговский (ООО «СамараНПИПнефть»)

Важными условиями успешной работы нефтедобывающего предприятия являются обеспечение заданного уровня добычи нефти и ее подготовка в соответствии с действующими регламентами. Среди показателей качества товарной нефти особого внимания требует контроль содержания легколетучих хлорорганических соединений (ЛХОС) во фракции, выкипающей до температуры 204 °С (ГОСТ Р 51858-2002), поскольку технологическое оформление объектов подготовки нефти не позволяет проводить очистку нефти от ЛХОС в случае превышения их концентрации над регламентируемыми значениями. В статье рассмотрен опыт организации контроля над изменением концентрации ЛХОС в скважинной продукции и товарных нефтях на примере одного из крупных промысловых объектов подготовки нефти АО «Самаранефтегаз». Показано, что концентрация ЛХОС в товарной нефти зависит от содержания природных хлорорганических соединений, проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) и применения нефтепромысловых реагентов. Представлены сведения о фоновом содержании природных (нативных) хлорорганических соединений в продукции скважин. Среднее содержание нативных ЛХОС в нефти для исследуемых объектов составляет 1,1 ppm, среди которых регистрируется наличие высокомолекулярных хлорзамещенных парафиновых углеводородов линейного или слаборазветвленного строения с температурами кипения выше 204 °С. Приведены результаты промысловой оценки влияния некоторых типов ГТМ на динамику содержания ЛХОС. Предварительные результаты показали, что проведение ГТМ обусловливает увеличение содержания ЛХОС в скважинной продукции, но не выше регламентируемых значений. Результаты проведенных исследований (с учетом продолжения накопления статистической информации) могут быть основой для прогнозирования изменения ЛХОС по объектам подготовки нефти (узловым точкам смешивания), определения наиболее «проблемных» направлений, корректировки планов проведения ГТМ с целью обеспечения контроля содержания ЛХОС и исключения ситуаций, приводящих к увеличению их концентрации в товарной нефти.

Список литературы

1. Образование легколетучих хлорорганических соединений при первичной перегонке нефти в результате разложения химических реагентов, содержащих соли четвертичных аммониевых соединений / А.В. Синёв, Т.В. Девяшин, А.М. Кунакова [и др.] // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2019. – № 4 (14). – С. 63–68.

2. Крикун Н.Г. Утраченный контроль. Проблемы применения химпродуктов в нефтяной отрасли России // ТехНАДЗОР. – 2012. - № 8(69). – С. 40–41.

3. Установление причин образования хлорорганических соединений в товарной нефти / С.А. Козлов, Д.А. Фролов, Е.П. Кузьмина [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 5 (605). – С. 56–63.

4. Оценка влияния соляной кислоты на процесс образования хлорорганических соединений в нефти / О.С. Татьянина, Л.М. Абдрахманова, С.Н. Судыкин, Е.В. Жилина  // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. – 2017. –  Вып. 85. – С. 363–369.




Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.