20

Тема 5 Подготовка нефти

Занятие 1 Условия образования эмульсий.

Свойства эмульсий

Цели:

• познакомить с условиями образования эмульсий;

• изучить физико-химические свойства нефтяных эмульсий

Нефтяные эмульсии - это механическая смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии.

В нефтяных эмульсиях принято различать две фазы - внутреннюю и внешнюю. Внутренняя называется дисперсной фазой и она разобщена, а внешняя называется дисперсионной средой, представляет собой сплошную неразрывную фазу. Нефтяные эмульсии делятся на два больших класса:

• эмульсии первого рода - "нефть в воде" Н/В;

• эмульсии второго рода, когда капельки воды - дисперсная фаза равномерно или неравномерно размещены в нефти, являющейся дисперсионной средой - такие эмульсии называются "вода в нефти" В/Н.

Нефтяные эмульсии классифицируются также по концентрации дис­персной фазы в дисперсионной среде:

• разбавленные. К ним относятся системы жидкость-жидкость, где объемная доля дисперсной фазы до 0,2%;

• концентрированные, где объемная доля дисперсной фазы до 74%;

• высококонцентрированные, где объемная доля дисперсной фа­зы свыше 74%.

Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях колеблются от 0,1 до 100 мкм.

Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же ди­аметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капелек различного диаметра, - полидисперсными.

В нефти и пластовой воде всегда содержатся вещества в раство­ренном состоянии: асфальтены, нафтены, смолы, парафин и соли, кис­лоты. Их называют естественными эмульгаторами, или естественными ПАВ.

Нефтяные эмульсии в пластовых условиях отсутствуют. Они могут образоваться или в призабойной зоне скважин или в стволе скважины. Интенсивно образуются эмульсии при эксплуатации скважин центробеж­ными электронасосами. За пределами насосов стойкость эмульсий по­вышается в связи с падением температуры потока и выделением газа из нефти.

Особенно стойкие эмульсии образуются при прохождении нефтеводяной смеси через штуцеры.

В системе сбора стойкость эмульсии повышается за счет большой турбулизации потока и сравнительно резкого падения температуры нефти и воды при их движении по выкидным нетеплоизолированным линиям.

Основные физико-химические свойства нефтяных эмульсий:

• Дисперсность. Дисперсность эмульсии - это степень раздроблен­ности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Основной характерис­тикой дисперсности эмульсий является удельная межфазная поверхно­сть, определяемая из отношения суммарной поверхности капелек к об­щему их объему;

• Вязкость. Вязкость эмульсий зависит от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, со­держащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия механически: примесей и рН воды. Вязкостные свойства эмульсий обычно изучаются в ротационных вискозиметрах. У нефтяных эмульсий, как и у парафинистых нефтей, не подчиня­ющихся закону Ньютона, вязкость изменяется в зависимости от гра­диента скорости (рисунок 1). В этом случае вязкость жидкости называют кажущейся вязкостью, а саму жидкость - неньютоновской. Анализ кривых показывает, что увеличение содержания воды в нефтяной эмульсий до определенного предела приводит к увеличению кажущейся вязкости эмульсии, а следовательно, и к соответствующему увеличению энер­гетических затрат на перекачку такой эмульсии. Основной причиной аномальной вязкости эмульсии является дефор­мация и дробление крупных капель воды на более мелкие. Кроме того, рост кажущейся вязкости (левой ветви кривой на рисунке 1) связан с тем, что внешней фазой здесь является нефть, кото­рая, контактируя с холодными стенками трубы, сильно повышает свою вязкость независимо от содержания в ней волы. При содержании воды в нефти свыше 20% вязкость эмульсии резко возрастает. Максимума вязкость достигнет при критической концентра­ции воды В_кр, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении В вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое зна­чение коэффициента обводнения В_кр называется точкой инверсии И. В точке инверсии И происходит обращение фаз, в результате чего дисперсная фаза (вода) становится дисперсионной средой (нефть), т.е В/Н Н\В.

Рисунок 1 – Зависимость кажущейся вязкости эмульсии от содержания воды в нефти и исходной температуры смешения

Эмульсия: 1 – обратного типа В\Н; 2 – прямого типа Н\В

На промыслах, как правило, встречаются эмульсии типа нефть - вода - газ, в которых дисперсионной средой является нефть, а дис­персной фазой - вода и газ. Эффективную вязкость таких эмульсий определяем по формуле:

,

где =0 - 0,7 – объемное газосодержание

В=0 – 0,7 – объемная обводненность нефти

• Плотность. Плотность эмульсии можно рассчитать, зная плотнос­ти нефти и воды и их процентное содержание;

• Электрические свойства. Электропроводимость нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью ее дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот. В нефтяных эмульсиях, помещенных в электрическом поле, капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводимости этих эмульсий;

• Устойчивость и старение. Устойчивость - это способность эмуль­сий в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду. Устойчивость эмульсии определяется временем ее существования и выражается формулой:

,

где Н – высота столба эмульсии, см

 - средняя линейная скорость расслоения эмульсии, см\с

На устойчивость нефтяных эмульсий большое влияние оказывают: дисперсность системы; физико-химические свойства эмульгаторов, об­разующих на поверхности раздела фаз адсорбционные защитные оболочке "брони" (рисунок 2, а); наличие на глобулах дисперсной фазы двойного электрического заряда, который защищает частицы эмульсии от слипа­ния; температура смешивающихся жидкостей - при повышении температу­ры устойчивость эмульсии понижается; величина рН эмульгированной пластовой воды - с увеличением рН, которое достигается введением щелочи, снижается механическая прочность бронированных оболочек. Утолщение брони всегда протекает во времени, поэтому эмульсия В/Н со временем становится более устойчивой, т.е. происходит ее "старение". В начальный период "старение" происходит интенсивно, затем постепенно замедляется и уже через сутки прекращается. Поэто­му свежие эмульсии разрушаются легче и быстрее.

Рисунок 2 – Нефтяные эмульсии

а – «старение» нефтяной эмульсии: 1 – толщина брони, 2, 3 – эмульгирующие вещества (естественные ПАВ), 4 – капля воды;

б – происхождение двойного электрического заряда: 1 – положительно заряженная частица, 2 – отрицательно заряженная частица, 3 – дисперсионная среда, 4 – частица воды

Контрольные вопросы

1. Что называется нефтяными эмульсиями?

2. По каким признакам классифицируют нефтяные эмульсии?

3. Перечислить основные физико-химические свойства нефтяных эмульсий.

4. Что такое устойчивость нефтяных эмульсий?

5. Какие вещества называют естественными эмульгаторами?

Занятие 2 Технология предварительного обезвоживания и сброса воды. Деэмульгаторы, их классификация

Цели:

• познакомить с деэмульгаторами;

• изучить установку с предварительным сбросом воды типа УПС-3000\6М

Сепарационные установки с предварительным сбросом пластовой воды предназначены для разгазирования и частичного (до 5-20% остаточного содержания пластовой воды) обезвоживания нефти перед подачей ее на установку комплексной подготовки нефти.

Автоматизированные установки для сепарации с предварительным сбросом пластовой воды типа УПС конструкции ТатНИИнефтемаша и СПКБ Нефтехимавтоматики предназначены для сепарации нефтяного газа и сброса свободной пластовой воды, а также для оперативного учета продукции скважин и имеют несколько модификаций.

Модернизированные установки типа УПС-3000\6М, УПС-6300\6М и УПС-3000\16М, УПС-6300\16М спроектированы по одной технологической схеме: конструкции их подобны и имеют унифицированную систему КИП и автоматики. Различие состоит в объемах технологических емкостей и диаметрах условных проходов штуцеров и запорно-регулирующей арматуры, а также в рабочих давлениях.

Установки типа УПС-3000\6М, УПС-6300\6М выполнены в моноблоке и состоят из блока сепарации и сброса воды, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления. Установки можно использовать как на первой, так и на второй ступени сепарации. Если установки используют на первой ступени сепарации, то необходима установка предварительного отбора газа перед поступлением продукции скважин в технологическую емкость. Если установку используют на второй ступени сепарации, то монтаж устройства предварительного отбора газа не требуется.

Блок сепарации и сброса воды А сплошной сферической перегородкой разделен на два отсека – сепарационный Б и отстойный В. Продукция скважин поступает в сепарационный отсек Б по соплу 1 и нефтеразливной полке 2, где происходит отделение основного объема нефтяного газа. Отделившийся нефтяной газ через регулятор уровня в сепарационном отсеке отводится в отсек В, откуда через каплеотбойники 4 и регулятор давления поступает в газовый коллектор.

Водонефтяная эмульсия из сепарационного отсека Б перетекает в отстойный отсек В под действием перепада давления между отсеками. Допустимый перепад давления между отсеками Б и В не более 0,2 МПа. Эмульсия перетекает через каплеобразователь, на входе в который водонефтяная эмульсия смешивается с горячей водой, поступающей с УПН и содержащий остаточный деэмульгатор. В каплеобразователе происходит укрупнение капель в результате многократных столкновений под действием турбулентных пульсаций. Если не используют каплеобразователь, то горячая вода с УПН подается в нефтегазопровод за 200-300 м до входа в технологическую емкость. Водонефтяную эмульсию вводят в отстойный отсек В через входной распределитель 3. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированную трубу 8, расположенную в нижней части емкости. Предварительно обезвоженная нефть отводится через перфорированную трубу 7, расположенную в верхней части емкости, и через штуцер 5 или 6. Штуцер 6 используют при работе отстойной секции в режиме неполного заполнения, а штуцер 5 – при работе в режиме полного заполнения при незначительных газовых факторах.

Система контроля и управления осуществляет регулирование уровня нефть-газ и нефть-вода, давления в технологической емкости, измерение расходов предварительно обезвоженной нефти, сбрасываемой воды и горячей воды, сигнализацию предельных (аварийных) давлений и уровня нефти в емкости и отключение установки при их достижении, измерение давления и температуры.

При параллельной работе допускается использование не более двух установок.

Техническая характеристика УПС-3000\6М

Пропускная способность по сырью, м3 Рабочее давление, МПа Рабочая температура, оС Обводненность поступающей продукции, выходящей из установки, % Мощность, потребляемая системой контроля и управления, кВт Длина-ширина-высота, мм Масса, кг

3000 0,6 50 до 20 1,5 17750-5345-4956 29500

Для разрушения нефтяных эмульсий применяются деэмульгаторы, основное назначение которых - вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы - естественные ПАВ, содержащиеся в нефти и воде. Затем деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные капли и оседают. Деэмульгаторы следует подавать на забой скважин и осуществлять "внутрискважинную" деэмульсацию. При подаче деэмульгаторов на забой скважин обычно эмульсия В/Н превращается в эмульсию Н/В.

Под эффективностью деэмульгаторов понимают их деэмульсационную способность, которая характеризуется их расходом, качеством подготовленной нефти (содержанием в ней остаточных хлористых солей, воды и механических примесей), а также минимальной температурой и продолжительностью отстоя нефти.

Деэмульгаторы, применяемые для разрушения эмульсии типа В/Н, делятся на две группы: на ионогенные (образующие ионы в водных растворах) и неионогенные (не образующие ионов в водных растворах).

К первой группе относятся НЧК - нейтрализованный черный контакт и НКГ - нейтрализованный кислый гудрон. Они малоэффективны и в настоящее время почти не применяются.

Неионогенные деэмульгаторы подразделяются на водорастворимые и нефтерастворимые. К водорастворимым относятся деэмульгаторы отечественного производства типа проксанол и проксамин. К нефтерастворимым деэмульгаторам отечественного производства относятся дипроксамин 157, импортного производства – дисолван, сепарол и т.д. Неионогенные деэмульгаторы синтезируют на основе продуктов реакции окиси этилена или окиси пропилена со спиртами, жирными кислотами и алкифенолами.

Преимущества неионогенных деэмульгаторов:

• не взамодействуют с растворенными в пластовой воде солями металлов и не образуют твердых осадков;

• удельный расход их значительно ниже (5-50 г\т).

Физико-химическая характеристика реагентов-деэмульгаторов

Марка реагента	Плотность при 20оС, кг\м3	Температура застывания, оС
Проксамин Дипроксамин 157 Дисолван 4411 Сепарол 5084	- 1029 950 930-950	-44 -38 - -50

Контрольные вопросы

1. Для чего предназначены автоматизированные установки типа УПС?

2. Из каких блоков состоит УПС?

3. Для чего применяются деэмульгаторы?

4. Что понимают под эффективностью деэмульгаторов?

5. Перечислить реагенты-деэмульгаторы.

Занятие 3 Основные методы разрушения нефтяных эмульсий. Оборудование УПН

Цели:

• изучить основные методы разрушения нефтяных эмульсий;

• рассмотреть оборудование УПН

Существуют следующие основные методы разрушения нефтяных эмульсий:

• внутритрубная (путевая) деэмульсация;

• гравитационный отстой;

• центрифугирование;

• фильтрация через твердые пористые тела;

• термохимическая подготовка нефти;

• электродегидрирование.

Внутритрубная деэмульсация. Разрушение нефтяной эмульсии происходит в трубах на пути движения по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору вплоть до УПН. Принцип прост и состоит в следующем: в межтрубное пространство эксплуатационных скважин или в начало сборного коллектора дозировочным насосом (15-20 г\т) подается деэмульгатор, который сильно перемешивается с этой эмульсией в процессе ее движения до УПН и разрушает ее. Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от эффективности самого деэмульгатора, интенсивности и длительности перемешивания эмульсии с ПАВ, количества воды, содержащейся в эмульсии, температуры смешивания.

Гравитационный отстой. Происходит за счет разности плотностей пластовой воды и нефти в герметизированных отстойниках и сырьевых резервуарах. Гравитационный отстой может применяться также без нагрева эмульсии, когда нефть и вода не подвергаются сильному перемешиванию и в нефти практически отсутствуют эмульгаторы, обводненность при этом составляет около 60%.

Центрифугирование. Значительную силу инерции, возникающую в центрифуге, можно использовать для разделения жидкостей с различными плотностями. Разделение водонефтяных эмульсий в центрифугах – исключительно эффективный метод, который еще не нашел практического применения и находится в стадии эксперимента.

Фильтрация. Нестойкие эмульсии иногда успешно расслаиваются при пропускании их через фильтрующий слой (гравий, битое стекло, стекловата и др.). Данная деэмульсация основана на явлении селективного смачивания. Размеры фильтров, имеющих вид колонн, зависят от объема прокачиваемой эмульсии, ее вязкости и скорости движения. Нефтяная эмульсия вводится в колонну снизу и проходит через фильтр, где вода удерживается и сбрасывается через низ колонны, а нефть свободно про­ходит и отводится через верх. Применяется в сочетании с термохимическими методами.

Термохимические установки - ТХУ. Состоят из сепараторов-деэмуль­саторов, отстойников-электродегидраторов и другого оборудования. Око­ло 80% всей добываемой обводненной нефти обрабатывается на ТХУ, к преимуществам которых относятся предельная простота установки (теп­лообменник, отстойник и насос), сравнительно низкая чувствительность режима работы установки к значительному изменению содержания воды в нефти, возможность замены деэмульгаторов по мере изменения характе­ристики эмульсии без замены оборудования и аппаратуры.

Основной показатель качества товарной нефти, прошедшей обработ­ку на ТХУ, это остаточное содержание в ней воды и солей. В настоящее время широко распространены блочные ТХУ - УДО-2М, ПТБ-10 и др. в ко­торых одновременно происходят сепарация нефти от газа, обезвоживание и обессоливание ее.

Электродегидрирование. Электродегидраторы применяются для обессоливания средних, тяжелых и вязких нефтей.

Рисунок 3 – Эмульгированные капли воды в электрическом поле. Силовые линии а – в чистой нефти; б – в нефти с полярными каплями воды

Рисунок 4 – Сечение горизонтального электродегидратора 1 и 2 – электроды; 3 – изоляторы; 4 – трансформатор высокого напряжения; 5 – выход обессоленной и обезвоженной нефти; 6 – раздаточный коллектор; 7 – сброс отделенной воды

Принцип работы: если безводную нефть налить между двумя плоски­ми параллельными электродами, находящимися под высоким напряжением, то возникает однородное электрическое поле, силовые линии которого параллельны друг другу (рисунок 3, а). При замене безводной нефти эмуль­сией типа В/Н расположение силовых линий меняется и однородность по­ля нарушается (рисунок 3, б), в результате диспергированные капли поля­ризуется и вытягиваются вдоль силовых линий с образованием в вершинах капель воды электрических зарядов, противоположных зарядам на электродах. Происходит сначала упорядоченное движение, а затем столкновение капель воды. Эффективность разрушения эмульсий в поле пе­ременного тока значительно выше, чем в поле постоянного: тока.

Разработаны типовые горизонтальные электродегидраторы: 1ЭГ-160 и 2ЭГ-160/3. Первый электродегидратор (рисунок 4) имеет два электрода, второй - три.

Эмульсия подается в ЭГ через маточник 6, затем она проходит слой отстоявшейся воды, уровень которой поддерживается автоматически на 20-30 см выше маточника. В этой зоне нефтяная эмульсия подвергается водной промывке, в результате которой она теряет основную массу со­леной воды. Затем эмульсия, поднимаясь в вертикальном направлении с небольшой скоростью, последовательно подвергается обработке сна­чала в зоне слабой напряженности электрического поля между уровнем отстоявшейся воды и нижним электродом 1. а затем в зоне сильной напряженности между электродами 1 и 2.