Решением Совета Евразийской экономической комиссии от 20.12.2017 № 89 принят технический регламент Евразийского экономического союза «О безопасности нефти, подготовленной к транспортировке и (или) использованию» ТР ЕАЭС 045/2017. Данный регламент ужесточает требование по содержанию сероводорода в нефти при сдаче на транспортировку магистральным трубопроводом или переработку до 20 млн⁻¹ с 1 июля 2019 г.

В связи с тем, что большинство месторождений ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова осложнены присутствием в добываемых флюидах сероводорода в высоких концентрациях, вышеуказанное ужесточение явилось серьезным вызовом для Общества.

Наиболее целесообразным способом снижения сероводорода с учетом ограниченности инфраструктуры объектов подготовки для реализации физических и физико-химических методов и сжатых сроков определен химический метод с использованием нейтрализатора сероводорода (НС). С целью подбора эффективного реагента, применение которого позволит достичь содержания сероводорода в нефти менее 20 млн⁻¹, проведены лабораторные испытания шести марок НС разных поставщиков.

На начальной стадии испытаний исследуемые реагенты проходят процедуру входного контроля по наличию перечня технической документации и соответствию физико-химических и технологических свойств нормативам технических условий и требованиям Положения ПАО «НК «Роснефть» «Применение химических реагентов на объектах добычи углеводородного сырья Компании»
№ П1-01.05 Р-0339 (Положение Компании) [1]. НС соответствуют установленным требованиям и допущены до дальнейших испытаний.

В таблице 1 представлены классы активных основ исследуемых реагентов согласно информации, имеющейся в паспортах безопасности и технических условиях на соответствующую марку НС. Таким образом, проведены испытания реагентов на основе формальдегида, амина, триазинов.

Объектом исследования являлись нефти, отобранные из товарных резервуаров на уровне откачки нефти на сдачу с установки подготовки и перекачки нефти (УППН) Киенгопского, УППН Мишкинского и УППН Гремихинского месторождений. Товарная нефть указанных месторождений характеризуется обводненностью в диапазоне 0,1–0,5 масс. %, высоким содержанием сероводорода до 300 млн⁻¹ и низкими значениями содержания этил- и метилмеркаптанов до 2 млн⁻¹ (рис. 1).

Условия проведения испытаний выбраны максимально приближенными к условиям объектов применения нейтрализаторов сероводорода с учетом удаленности планируемой точки подачи реагента от точки ее сдачи, особенностей температурного режима технологического процесса подготовки и времени нахождения на объекте подготовки (табл. 2).

В ходе проведения исследований для каждой марки реагента определена минимальная эффективная дозировка, обеспечивающая снижение содержания сероводорода в нефти до значений менее 20 млн⁻¹. Важно отметить, что испытания проводились в разных лабораториях и детектирование содержания сероводорода осуществлялось методами, предусмотренными Положением Компании.

Для сравнительной оценки эффективности НС рассчитан расходный коэффициент по формуле:

По результатам лабораторных исследований (рис. 2 а, b) для нефтей УППН Киенгопского и УППН Мишкинского месторождений наиболее низкий расходный коэффициент наблюдается для образцов НС-3 и НС-4, то есть реагентов, имеющих аминную группу в своем составе. Наиболее высокий расходный коэффициент определен для образца НС-6, содержащего в составе триазиновую группу. Реагенты с активной основой, включающей формальдегид (НС-1, НС-2 и НС-5), показали наиболее близкие значения расходных коэффициентов от 2,7 до 3,8 для объекта УППН Киенгопского месторождения, от 2,9 до 4,6 для объекта УУПН Мишкинского месторождения.

Дополнительно стоит отметить, что расходный коэффициент разных марок нейтрализаторов сероводорода для нефти УППН Киенгопского месторождения ниже относительно УППН Мишкинского месторождения, что объясняется более низким начальным содержанием сероводорода на объекте Киенгопского месторождения и более длительным временем взаимодействия реагента с товарной нефтью.

Длительность взаимодействия нейтрализатора сероводорода с нефтью учитывалась при выборе точки подачи реагента на объектах подготовки. Однако на УППН Мишкинского месторождения инфраструктура объекта не позволяет выбрать более удаленную точку подачи с учетом необходимости подачи реагента на поздних стадиях подготовки (после разгазирования нефти и снижения обводненности).

Несколько иная закономерность наблюдается для товарной нефти УППН Гремихинского месторождения (рис. 2 с). Реагенты разных активных основ (НС-1, НС-2, НС-4 и НС-5) показали расходный коэффициент в диапазоне от 2,9 до 4,8. Наиболее низкий расходный коэффициент наблюдается для НС-3, содержащего аминную группу, что определяет его по результатам лабораторных исследований наиболее эффективным для нефти Гремихинского месторождения.
Особенностями объекта подготовки вышеуказанного месторождения является высокое содержание сероводорода в нефти, длительное время взаимодействия с реагентом (удаленность точки сдачи нефти от объекта подготовки) и достаточно высокая температура при подаче нейтрализатора сероводорода. Предполагается, что совокупность перечисленных факторов определяет достаточно высокие значения расходного коэффициента НС по отношению к нефти Гремихинского месторождения.

Известно, что нейтрализаторы сероводорода на амино-формальдегидной основе могут негативно влиять на качество товарной нефти по показателю «содержание хлористых солей» за счет взаимодействия активной основы реагента с сернистыми соединениями нефти с образованием соединений, параллельно определяющихся с хлоридами и увеличивающих концентрацию последних («мнимые» хлористые соли) [2].

По результатам данных испытаний установлено, что при исследуемых дозировках НС не вызывают увеличение содержания хлористых солей; для примера представлены результаты по НС-1 (рис. 3). Определение хлористых солей проводилось (методом А) ГОСТ 21534-76.