Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды

Подождите немного. Документ загружается.

Таблица 15

Физико-химическая характеристика нефтей и критерий

Нефть

Q-

Углеводородный сос

тав масел (легкие +

+ тяжелые)

ё <

2 >»

н и —'

I Й

З и

I *

Qi *

Ь- S

2 о

E *

а * .

ts-a

< 5 5

о £

U ^

о.

Радаевская 905

2 9 ,8

6 6 ,6

4 , 5

1 7 ,2

0 , 4 9

Мухановская

(девонская)

809

2 1 ,2

5 9 ,4 0 ,2 8

2 ,9 8

0 , 2 8

Дмитриевская

(угленосная)

Подгорненская

861

1 9,8

6 6 ,4

1,7

10 ,7

5 00

0 , 5 3

(угленосная)

843

1 1 ,6 5 7 ,4 0 ,5 4

5 .1 8

4 6 0

0 ,5 2

Кулешовская

(башкирский ярус) 804

1 8,8 7 2 ,2

0 ,4 0 3 , 9

5 6

0 ,4 0

Кулешовская (ве-

рей)

81 9

1 3 ,8 6 1 ,2 0 , 5 0 6 ,6

5 9

0 ,3 4

Бузовнинская

(тяжелая) 9 1 0 1 3 ,9

4 3 ,2

0 ,3

2 5 ,0

0 ,0 4

Арланекая (угле

носная)

890

1 6,7 4 1 ,5 4 , 4

1 6,2

6 3 0

0 , 6 8

Лебяжинская

(угленосная) 860 1 7 ,0

5 2 , 6

3 ,1 7 1 0 ,7 6

4 2 0

0 ,9 2

Жетыбайская 836 3 , 6

4 8 ,5 1 ,2 1 3 ,8

10 0 0

1 ,1 7

Узеньская

853

1 , 6

4 5 ,5

0 ,8 1 1 ,2

9 20

2 ,0 2

Pr=/(£/), обнаруженная на модельных системах. Следова

тельно, несмотря на большое разнообразие нефтей существует

четкая зависимость Q^f(U), где по ходу кривой следует раз

граничивать две резко отличающиеся области: £/>0,5 и U<0,5.

Характерный излом кривой, видимо, объясняется тем, что

в этой области происходит коагуляция асфальтенов до опти

мальной степени их дисперсности, вследствие чего стабилизи

рующие свойства асфальтенов резко возрастают.

Кривая Q=f(U), представленная на рис. 10, получена для

промысловых нефтяных эмульсий, старевших в течение 2 мес.

Для эмульсий с меньшим временем старения кривые Q = f(U)

сохраняют тот же вид, но чем меньше время старения эмульсии,

тем ниже проходят кривые. Отсюда сделан весьма важный вы

вод о том, что для нефтей, характеризуемым критерием 0,5,

процесс возрастания устойчивости их эмульсий со временем

происходит весьма медленно, т. е. эмульсии этих нефтей не

склонны к старению.

Если же критерий 0,5, то процесс старения эмульсии

происходит быстро, и устойчивость ее непрерывно возрастает

со временем.

Кривые (рис. 10) с характерным изгибом при t/«0 ,5

были получены и для других реагентов-деэмульгаторов (сепа-

рол 221, проксамин 385, оксифос) на реальных нефтяных

эмульсиях.

Определяя для нефтей критерий Uy можно прогнозировать

скорость старения эмульсий, характеризовать потенциальные

эмульгирующие свойства нефтей, предварительно оценивать

возможные расходы реагентов-деэмульгаторов, т. е. классифи

цировать нефти по их эмульгирующим свойствам.

ВЛИЯНИЕ НА УСТОЙЧИВОСТЬ ЭМУЛЬСИЙ

МИНЕРАЛИЗАЦИИ И ИОННО-СОЛЕВОГО СОСТАВА

ВОДНОЙ ФАЗЫ

Влияние ионно-солевого состава водной фазы нефтяных

эмульсий на их устойчивость в зависимости от конкретных усло

вий может проявляться в особенностях взаимодействия с их

природными стабилизаторами (изменении смачиваемости ча

стиц механических примесей), появлении твердых взвесей в воде

(при нарушении ионного равновесия пластовых вод), в измене

нии активности применяемых реагентов-деэмульгаторов и т. д.

Во всех этих явлениях важная роль принадлежит концентрации

водородных ионов или pH водной фазы.

Р. Г. Гамарником (1951 г.) впервые было показано, что

ионный состав солей, растворенных в пластовых водах, влияет

на устойчивость и тип образующейся эмульсии. Однако это

влияние косвенное, связанное с образованием химических со

единений с полярными компонентами нефти.

Так, например, наличие калиевых и натриевых солей нафте

новых кислот, обладающих высокими поверхностно-активными

свойствами, является следствием химической реакции этих

кислот с ионами металлов, находящимися в пластовых водах.

При эмульгировании таких систем нафтенаты натрия и калия

способствуют образованию эмульсии нефти в воде и снижают

устойчивость эмульсии воды в нефти, стабилизированной колло

идными асфальто-смолистыми веществами. Присутствие в си

стеме магниевых, железных и алюминиевых солей нафтеновых

кислот, обладающих в отличие от натриевых и калиевых солей

большей растворимостью в нефтяной фазе, также способствует

снижению пленкообразующих свойств асфальто-смолистых ве

ществ, хотя сами по себе эти вещества способны стабилизиро

вать эмульсию обратного типа (В/М).

Деэмульгирующее действие поливалентных солей нафтеновых

кислот, по данным Мышкина Е. И. (1946 г.), связано с тем, что

эти вещества обладают пептизирующими свойствами в отноше

нии асфальто-смолистых частиц и более поверхностно-активны

на границе нефть—вода. Поэтому для нефтей с повышенными

кислотными числами [61] влияние минерализации и pH

пластовых вод может оказаться решающим фактором в обра

зовании типа эмульсии и ее устойчивости.

Существует мнение, что в тех случаях, когда нефти не со

держат или содержат очень незначительное количество нафте

новых кислот, изменение минерализации водной фазы (пласто

вых вод) не оказывает существенного влияния на устойчивость

нефтяных эмульсий.

Однако эти выводы оспариваются длительными наблюде

ниями за характером изменения устойчивости нефтяных эмуль

сий большинства месторождений Урало-Поволжья при опрес

нении их пластовых вод.

Так, исследованиями М. 3. Мавлютовой [34, 35] установ

лено, что девонские нефти с минерализованной пластовой водой

образуют более стойкую эмульсию, чем с опресненной. Нефти

угленосной свиты, наоборот, с минерализованной водой обра

зуют менее стойкие эмульсии. Для таких месторождений ха

рактерно постоянное повышение стойкости их промысловых

эмульсий по мере опреснения пластовых вод. Объяснение этого

явления не найдено. Нефти девонских и угленосных горизонтов

Башкирии значительно отличаются по плотности, вязкости и

содержанию серы, асфальтенов и парафинов. Однако в отли

чие от бакинских и эмбенских нефтей их объединяет то, что

эти нефти практически не содержат нафтеновых кислот.

Пластовые воды, сопутствующие девонским нефтям, более

минерализованы, чем воду угленосной свиты. Отличительной

особенностью девонских вод является повышенное содержание

(до 200 мг/л) ионов закисного железа, что придает этим водам

слабо кислый характер и делает их крайне нестабильными (хи

мически активными) при смешении с пресными водами, со

держащими растворенный кислород (выпадение в осадок

гидрата окиси железа или образование золя сульфида железа

при смешении с сероводородсодержащими водами нижнего

карбона, турнея, тульского горизонта, угленосной свиты

и т. д.).

Известны специальные исследования [34, 35], направленные

на выяснение влияния изменения минерализации и солевого

состава водной фазы на устойчивость нефтяных эмульсий

в случаях, когда в нефтях отсутствуют нафтеновые кислоты,

а изменение солевого состава водной фазы не приводит к вы

падению в осадок каких-либо солей и изменению pH.

Так, в работе [41] на примере нефтей четырех известных

месторождений Урало-Поволжья (табл. 16) при приготовлении

водонефтяных эмульсий с заведомо измененным солевым со

ставом водной фазы было дифференцированно прослежено

влияние отдельных электролитов на их устойчивость. Эмульги

рование нефтей с переменным солевым составом водной фазы

проводили в стандартных условиях. Полученные эмульсии ста

рели в течение суток. Устойчивость эмульсий оценивали по

удельному расходу (Q) деэмульгатора, разрушающего эти

эмульсии при стандартных условиях: дисолван 4411 и прокса-

нол-186. Результаты этих исследований приведены на рис. 11, а

и б, где I, 2, 3 и 4 соответствуют порядковому номеру распо

ложения нефтей в табл. 16.

Таблица 16

Физико-химическая характеристика нефтей, взятых для исследования

влияния солевого состава водной фазы на устойчивость эмульсий типа вода

в нефти

Месторождение

нефти

Плотность р,

кг/м3

................

.................- ■

Кислотное число

Содержание,

мае. %

Экстракционное разделение,

выход фракции, мае. %

асфаль

тенов

смол сили

кагелевых

масла

гсксано-

вые смолы

асфаль

тены

Ромашкинское

(Татарская АССР)

860

0,09

2,6 8,6

88 ,.8

5,1

3,9

Бавлинское

(Татарская АССР) 864 0,19

2,4 10,8

88,8 2,3

2,3

Сергеевское (Баш

кирская АССР) 860

0,11

1,0

11,2

80,3

7,3

0,8

Арланское (Баш

кирская АССР) 887 0,05 5,6

13,1 83,5

9,4

5,0

Из характера расположения и хода кривых (см. рис. 11)

следует, что за исключением ромашкинокой (девон) нефти до

бавление к дистиллированной воде NaCl (17 мае. %) приводит

к значительному снижению удельного расхода деэмульгатора

(как дисолвана 4411, так и проксанола-186). Добавление

к 17 %-ному раствору еще 5,5 % CaCb практически не повлияло

на дальнейшее изменение (снижение) устойчивости эмульсий.

Введение в водную фазу хлористых солей магния, сульфата

натрия, бикарбоната натрия и т. д. по-разному повлияло на

стойкость эмульсий В/М, образуемых разными нефтями.

Угленосные нефти (бавлинская и арланская) повысили

устойчивость эмульсий, в то же время для девонских нефтей

(ромашкинской и сергеевской) дальнейшие изменения в соле

вом составе водной фазы не повлияли на устойчивость их

эмульсий. На примере сергеевской (девонской) нефти замечено

некоторое снижение устойчивости эмульсии при добавлении

небольших доз FeS0 4 и ВаСЬ-

Приведенные данные подтвердили мнение об определенном

влиянии минерализации и солевого состава водной фазы на

устойчивость нефтяных эмульсий. Однако при сопоставлении

взаимное расположение кривых устойчивости эмульсий,

образуемых нефтями разных

месторождений (см. рис. 11),

видно, что даже близкие по

характеристикам нефти, на

пример ромашкинская и бав-

линская, образуют эмульсии,

различие в устойчивости кото

рых можно объяснить не

только изменениями в мине

рализации и составе солей

водной фазы, но и в различии

углеводородного состава неф

тей и состоянии в объеме

нефти асфальтенов — основных

коллоидных стабилизаторов

нефтяных эмульсий.

Следует отметить работы

[34, 35], показавшие, что

иногда о влиянии минерализа

ции водной фазы на устойчи

вость нефтяных эмульсий су

дят не на основании измене

ний, происходящих на границе

раздела фаз нефть—вода, а

в результате изменения кол

лоидно-химических свойств

реагентов-деэмульгаторов в ми

нерализованной водной фазе

(рис. 12). Из рисунка видно,

что снижение устойчивости

нефтяных эмульсий (оценивае

мое по удельному расходу водорастворимого деэмульгатора)

с опреснением водной фазы является кажущимся эффектом,

который объясняется [34, 35] повышенной активностью водо

растворимого деэмульгатора в пресной воде. В этих случаях

в методическом плане целесообразно устойчивость нефтяных

эмульсий с разной степенью минерализации водной фазы

сравнивать при воздействии на них маслорастворимыми де

эмульгаторами (например, R = 11).

О влиянии концентрации водородных ионов в водной фазе

на эмульгирующие свойства нефтей указывалось в работах

[27, 35, 51, 98]. Анализ и обобщение данных, полученных раз

ными методами, показывает, что в кислых и нейтральных сре

дах нефти с компонентами природных эмульгаторов обычно

Дают жесткие, твердообразные межфазные пленки и соответ

ственно устойчивые эмульсии типа В/Н, в щелочной среде фор

мируются жидкообразные пленки, т. е. происходит снижение

устойчивости эмульсий. При дальнейшем увеличении pH наблю-

?,Г/Т

Влияние изменения ионно-солевого

состава водной фазы на устойчивость

искусственных водонефтяных эмуль

сий (уд. расход реагента-деэмульга

тора, разрушающего эти эмульсии):

а — реагент-деэмульгатор дисолван 4411;

б — проксамин-186. Для нефтей: I — алъ-

метьевской; 2 — бавлинской; 3 — сергеев

ской, 4 — арланской

дается резкое снижение межфаз

ного натяжения и образование

эмульсии прямого типа. Подоб

ную зависимость эмульгирую

щих свойств нефтей связывают

с амфотерным характером строе

ния асфальтенов, т. е. наличием

в их составе одновременно основ

ных и кислотных групп, кислот

ным характером смол, наличием

нафтеновых кислот в нефти, раз

личной степенью гидролиза со

лей в водной фазе и т. д.

С изменением pH водной фа

зы не исключена возможность

выпадения дисперсий гидроокиси

магния и кальция, что может

привести к повышению устойчи

вости эмульсий как прямого, так

и обратного типа. Следует также

иметь в виду, что значение pH

водной фазы может влиять на

активность применяемых реа

гентов-деэмульгаторов, что наи

более заметно при обработке

стойких эмульсионных нефтей.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ

В основе технологии обезвоживания и обессоливания неф

тей лежит процесс разрушения водонефтяных эмульсий, заклю

чающийся в превращении их из агрегативно-устойчивого мелко

дисперсного состояния в кинетически неустойчивую, крупно

дисперсную, расслаивающуюся систему.

Существует условная классификация способов деэмульгнро

вания нефтей [22] на механические (фильтрация, центрифуги

рование, обработка акустическими и ультразвуковыми колеба

ниями и др.), термические (подогрев с отстаиванием, промывка

горячей водой), электрические (обработка в электромагнитных

полях) и химические (обработка реагентами-деэмульгаторами).

Различают трубную и пенную деэмульсацию [82]; термомеха

ническую, заключающуюся в интенсивном перемешивании на

гретой эмульсии (без деэмульгатора) для разрушения бронирую

щих оболочек на каплях воды; метод обращения фаз [23]

и др. В основу подобной классификации способов деэмульсации

нефтей положена та или иная особенность соответствующего

метода на определенной стадии процесса деэмульгнрования,

5,/0?Дж/и1

Рис. 12.

Характер изменения межфаз

ного натяжения 0,02 %-ного

водного раствора деэмульга

тора (дисолвана 4411) на гра

нице с нефтью в зависимости

от степени разбавления пла

стовой воды пресной водой

поэтому при таком подходе все способы на практике получа

ются комбинированными, их невозможно сравнивать и сопостав

лять друг с другом.

В работе [42] выделяют три основные стадии процесса раз

рушения водонефтяных эмульсий: разрушение бронирующих

оболочек, укрупнение капель, разделение фаз — и указаны со

ответствующие методы интенсификации процесса в порядке их

значимости по эффективности (интенсивности и конечному ре

зультату) и технологичности. Оценка различных методов воз

действия на водонефтяные эмульсии по их эффективности и

технологичности проведения процесса дается в табл. 17.

Таблица 17

Классификация методов воздействия на водонефтяные эмульсии

Стадия

процесса

Характерис

тика стадии

процесса

Значимость методов по

эффективности воздействия

технологичности применения

Разрушение

бронирую

щих оболо

чек

Укрупнение

капель

III

Разделение

фаз

1. Химические реагенты.

2. Нагрев.

3. Электростатические и

поля ПЧ.

4. Перемешивание.

5. Применение ВЧ и СВЧ

электромагнитных

колебаний

I. Электрические поля.

2. Коалесцирующие на

садки.

3. Использование гидро

динамических эффек

тов.

4. Импульсные воздей

ствия (акустические

волны).

5. Промывка в слое

воды.

6. Применение флоку-

лянтов.

7. Магнитное поле.

1. Центрифугирование.

2. Отстаивание.

3. Флотация, пенная

деэмульсация.

4. Электростатические

1. Применение химиче

ских реагентов.

2. Перемешивание.

3. Нагрев.

4. Электростатические

и поля ПЧ.

5. Применение ВЧ и СВЧ

электромагнитных

колебаний

1. Использование гидро

динамических эффек

тов.

2. Промывка в слое воды

3. Электрические поля.

4. Коалесцирующие

насадки.

5. Импульсные воздей

ствия.

6. Применение флокулян-

тов.

7. Магнитное поле.

1. Отстаивание.

2. Центрифугирование.

3. Электростатические

поля.

4. Флотация, пенная

деэмульсация

В I стадии главным и наиболее универсальным является дей

ствие реагентов-деэмульгаторов. В некоторых случаях возможно

сильное ослабление и частичное разрушение бронирующих обо

лочек под действием нагрева или интенсивного перемешивания

(передиспергирования). Также частично оболочки могут быть

разрушены с помощью электростатического или электромагнит

ного поля промышленной частоты (ПЧ). Способ разрушения

бронирующих межфазных оболочек с использованием высоко

частотных (ВЧ) или сверхвысокочастотных (СВЧ) электромаг

нитных полей в настоящее время находится лишь в стадии

лабораторных. испытаний и требует сложного оборудования.

При дальнейшем совершенствовании методов воздействия на

этой стадии основное внимание должно быть уделено созданию

новых высокоэффективных реагентов-деэмульгаторов и разра

ботке рациональной технологии их применения (научно обосно

ванные методы подбора, точка ввода, режимы и время переме

шивания с эмульсией и т. д.).

Наибольшее число интенсифицирующих факторов применяют

на II стадии — укрупнении капель (см. табл. 17). На этой ста

дии важнейшим и наиболее перспективным является примене

ние электрических полей. Этому направлению в последнее

время уделяется большое внимание, создаются высокоэффек

тивные работоспособные конструкции электродегидраторов.

Использование гидродинамических эффектов, несмотря на от

носительно малую интенсивность процесса, находит достаточно

широкое распространение вследствие своей простоты и техноло

гичности.

Также широкое распространение получил метод промывки

эмульсии в слое воды, успешность которого во многом опреде

ляется равномерностью распределения струек жидкости перфо

рированными маточниками и процессами коалесценции в проме

жуточном и кипящем слоях эмульсии. Имеется положительный

опыт применения флокулянтов (полиэлектролитных компози

ций), коалесцирующих насадок, импульсных (акустических)

воздействий для укрупнения капель эмульсии. Использование

магнитных полей сдерживается сложностью оборудования (им

пульсные сверхсильные магниты) или необходимостью регене

рации вводимых ферромагнитных частичек.

На III стадии отстаивание, на наш взгляд, в ближайшие

годы будет основным процессом, используемым на промыслах.

В последние годы созданы высокопроизводительные конструк

ции отстойников, позволяющие эффективно использовать весь

полезный объем сосудов и учитывать физико-химические свой

ства эмульсионных систем.

Применение совершенных высокопроизводительных центри

фуг представляется перспективным для обработки ловушечных:

эмульсий, содержащих значительное количество механических

примесей.

Флотация, пенная деэмульгация описаны в основном теоре

тически. Для их практического применения, по нашему мнению,

необходимо преодолеть большие технические трудности.

Электростатическое поле для разделения фаз эмульсии мо

жет быть применено лишь для систем с высоким удельным

электросопротивлением дисперсионной среды (например, нефте

продуктов), поскольку метод основан на зарядке капель воды

и выводе их под действием кулоновской силы из очищаемой

жидкости. В реальных нефтях, вследствие их относительно

высокой электропроводности, происходит очень быстрое сте

нание свободных зарядов с капель, и кулоновская сила в элек

трическом поле на них не действует.

Рассмотренный подход к классификации методов воздейст

вия на водонефтяные эмульсии по стадиям процесса деэмуль

сации позволяет выделить главные факторы, сравнить их друг

с другом, оценить перспективность и значимость. Однако при

пользовании подобной схемой следует учитывать факторы, кос

венно влияющие на процесс деэмульсации. Например, нагрев

эмульсии способствует ускорению процессов на всех стадиях

деэмульсации нефти вследствие снижения ее вязкости. Гидроди

намический режим потока эмульсии, физико-химические особен

ности ее вносят определенную корректировку в значимость раз

личных методов интенсификации для конкретных систем.

Глава IV

Разгазирование и пенистость нефтей.

Методы борьбы с пенообразователем

РАЗГАЗИРОВАНИЕ НЕФТЕЙ

Процесс разгазирования (испарения) нефтей может проис

ходить уже непосредственно в пластовых условиях при пони

жении давления в пласте ниже давления насыщения. В даль

нейшем этот процесс более интенсивно проявляется при движе

нии нефти по стволу скважины, в нефтесборных трубопроводах,

депульсаторах, сепараторах I и II ступени, а также в аппара

тах промежуточной и концевой ступени сепарации после термо

химических и термоэлектрохимических установок по обезвожи

ванию или обессоливанию нефти.

При разгазировании нефтей для каждых условий (давления

и температуры), поддерживаемых на определенном участке си

стемы сбора или подготовки нефти, сохраняется определенное

соотношение между газообразной и жидкой фазами, обычно

выражаемое через рабочий газовый фактор (или газовое

число): G0=Vr/VK, (38)

где Vr — объем газа в нормальных кубических метрах, выде

лившийся из объема нефти Vh при р и T в трубопроводе (или

сепараторе).

Эта характеристика имеет важное значение во многих тех

нологических процессах, в частности, например, для определения

минимально допустимых значений давления в системе сбора и

транспортирования газонефтяных смесей, исключающих крупно

масштабные пульсации потока, расчетов параметров работы

сепарационных установок и установок подготовки нефти.

Чем выше давление и ниже температура перекачки при дан

ном газовом факторе системы, тем меньше G0.

Разгазирование нефтей происходит без отведения газа или

жидкости из системы (так называемый контактный или одно

кратный процесс разгазирования). При этом суммарный состав

системы нефть—газ остается постоянным, так как обе фазы все

время контактируют. Нефтяной газ от ступени к ступени обога

щается тяжелыми фракциями, хотя суммарный объем газа, вы

делившегося из нефти, меньше, чем при однократном контакт

ном разгазировании.

Считают, что выделение газа из нефти в пористой среде

(пласте) приближается к дифференциальному процессу, тогда