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

Подождите немного. Документ загружается.

как разгазирование нефти в подземных трубах и промысловых

коммуникациях и аппаратах близко к контактному процессу.

Дискуссия о том, какова физическая природа процесса испарения жидко

стей, разделила мнение исследователей.

Так, в работах Левиса (1937 г.) утверждается, что испарение есть про

цесс диффузионный; Беннети (1949 г.), Гиланд (1950 г.) считают, что испа

рение правильнее трактовать как кинетическое явление. В действительно

сти же при испарении играют роль и кинетические, и диффузионные факторы.

Симоксеном (1949 г.) установлено, что скорость испарения пропорцио

нальна произведению упругости паров и молекулярной массы жидкости, при

чем молекулярная масса входит в расчетную формулу Лангмюрл—Кнудсена

чаще всего в степени 0,5:

I dQ D\ M 10,5

v' = - — ~ = P ll* 7 ? H ’ <39)

где Vi — скорость испарения; Q — масса испаряемой жидкости; т — время

испарения; s — поверхность испарения; P — упругость паров газа; M — моле

кулярная масса газа; T— температура поверхности испарения; R — газовая

постоянная (Я = 8,3 Дж/моль).

Галстоном (1950 г.) на основании большого числа экспериментальных

данных по испарению различных компонентов нефти было установлено, что

испарение высокомолекулярных углеводородов происходит медленнее, чем это

предсказывает теория Лангмюра—Кнудсена. На основании этих данных для

интервала температур от 0 до 54 0C была предложена уточненная формула

Л ангмюра—Кнудсена

Ig (

----

1,025 IgЯМ0-5— 8,926. (40)

Совпадение экспериментальных данных Галстона с уравнением Ланг

мюра—Кнудсена позволило предположить, что процесс испарения есть кине

тический процесс, напоминающий кипение.

В соответствии с этими данными и разгазирование нефтей следует рас

сматривать как процесс кипения, при котором отдельные компоненты (моле

кулы растворенных газов), обладающие наибольшей кинетической энергией,

преодолевают некоторый активационный барьер (силы молекулярного напря

жения) и выходят из объема нефти через поверхностный слой в газообраз

ную фазу.

Чтобы молекулы газообразных компонентов могли проникнуть через по

верхностный слой нефть—газ их кинетическая энергия

(E),

равная

£ = J E l (41)

где m — масса молекулы; с — средняя квадратическая скорость движения

молекулы; T — абсолютная температура; k — постоянная Больцмана,

(*— $ — 6 ,to '3 ll)2» ~ М8 ' ,0"23 W “C)

должна быть больше, чем та работа, которая совершается против сил меж-

молекулярного взаимодействия.

ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ НА ГРАНИЦЕ НЕФТЬ—ГАЗ

Поверхностное натяжение системы — это сила внутреннего

давления, втягивающая молекулу внутрь жидкости и направ

ленная перпендикулярно к поверхности.

Внутреннее давление жидкости — это следствие межмолеку-

лярного взаимодействия. Чем полярнее вещество, тем силы

взаимодействия молекул выше и тем больше поверхностное на

тяжение системы.

Например, внутреннее межмолекулярное взаимодействие

(давление) воды составляет 1480, а бензола— только 380 МПа.

Отсюда следует, что поверхностное натяжение воды на границе

с воздухом (паром) составляет 72,75-10~3 Дж/м2 при / = 20°С,

а бензола— (28,9* IO-3 Дж/м2).

Сила, действующая на единицу длины границы раздела фаз

и обусловливающая сокращение поверхности жидкости, назы

вается силой поверхностного натяжения, или просто поверхност

ным натяжением (Н/м). Для того чтобы увеличить поверхность

жидкости, необходимо затратить работу, связанную с преодо-

леванием сил внутреннего давления. Работа при обратимом и

изотермическом процессе, необходимая для создания единицы

поверхности, равна удельной свободной энергии поверхности,

Дж/м2.

Для однокомпонентных жидкостных систем удельная

свободная поверхностная энергия численно равна поверхност

ному натяжению, обе эти величины обозначаются обычно сим

волом а и имеют размерность Дж/м2.

При повышении температуры поверхностное натяжение жид

костей снижается приближенно по прямолинейному закону. Это

означает, что температурный коэффициент do/dT имеет почти

постоянное отрицательное значение, вплоть до температур,

близких к критическим. При критической температуре исчезает

различие между граничащими фазами и поверхностное натяже

ние становится равным нулю.

Следовательно, чем легче нефти подвергаются процессу

разгазирования, тем меньшим поверхностным натяжением они

обладают на границе с газом (паром).

Этот вывод подтвержден экспериментальными исследова

ниями [68], показавшими на примере нефтей Западной Сибири

(Самотлорской) и Усть-Балыкского месторождений), что ско

рость разгазирования нефтей уменьшается по мере их движе

ния от скважины до концевой ступени сепарации. При этом

поверхностное натяжение нефтей на границе с газом возросло

с 17,5—19,0* IO-3 Дж/м2 у устья скважины до 21,4—22,7Х

ХЮ~3 Дж/м2 на концевой ступени сепарации. Нефти месторож

дений Западной Сибири относятся к легким нефтям с относи

тельно небольшим содержанием асфальто-смолистых компонен

тов, которые повышают не только вязкость, плотность, но и

пленкообразующие свойства нефтей как на границе с газом

(паром), так и на границе с водой [36].

Данные [68], указывающие на существование прямой связи

между значениями поверхностного натяжения нефтей при

W n-

0,102 as 7 2

Давление сепарации 1C'1- И Па

0,870

т о

0,10

W-

0,850%^

35-

т о I

JO -

0,8301

25-

OMO

авю

0800

900 850

600

J3, кг/м3

Рис. 13,

Влияние степени разгазирования

нефти на характер изменения поверх

ностного натяжения (/, 2) и плотно

сти (1\ 2') нефтей: / — самотлорской;

2 — усть-балыкской

Рис. 14.

Характер изменения поверхностного

натяжения нефтей (при атмосферном

давлении) на границе с воздухом

(паром) в зависимости от их плотно

сти

атмосферном давлении на границе с газом (паром) и их плот

ностью, показаны на рис. 13.

Характер снижения поверхностного натяжения нефтей в за

висимости от количества растворенного нефтяного газа показан

на рис. 14. Из приведенных данных следует, что чем выше рас

творимость газа в нефти, тем более заметно влияние повыше

ния давления насыщения на степень снижения поверхностного

натяжения нефтей. Изменение поверхностного натяжения неф

тей для различных условий их сепарации рассчитывают по

формуле „

<4 2 >

I «= I

где Pi — значение парохора /-го компонента; %i\ yi— мольная

Доля i-то компонента в нефтяной и газовой фазах соответст

венно; рн; Pr — плотности нефтяной и газовой фаз Мн; Mr — мо

лекулярные массы нефтяной и газовой фаз.

При рассмотрении характера изменения поверхностного на

тяжения нефтей на границе с газом (паром) следует учиты

вать, что в данном случае образуется граница раздела двух

сред, на которой энергетически выгодным является концентри

рование молекул жидких углеводородов парафинового ряда со

сравнительно небольшой молекулярной массой, имеющих по

сравнению с другими углеводородами нефти (табл. 18) наибо

лее низкое значение поверхностного натяжения на границе

с газом (паром).

Таблица 18

Поверхностное натяжение некоторых углеводородных жидкостей

при различной температуре

Вещество

Молекулярная

масса

Поверхностное натяжение ICT

при температуре, 0C

'3 Дж/м*,

0 10

Пентан 72 Л 5 18,2 17,1 16,0

14,9 13,8

Гексан

86,18

20,6

19,5

18,5

17,4

16,3

14,2

Гептан

100,21

— —

20,9

19,5

18,7

16,4

Октан

114,24

23,7 22,7

21,8

20,8 19,8

17,8

Циклогексан

84,16

—

26,2

24,9

23,7

22,5

—

Бензол

78,11

—

30,2

28,9

27,5

26,1

23,7

Толуол

92,14

30,9

29,7

28,5

27,3 26,1

23,9

о-Ксилол

106,17

32,3 31,2

30,0

28,9

27,9 25,7

Этим можно объяснить то, что тяжелые ароматизированные

асфальто-смолистые нефти имеют более высокое (в пределах

30—35-10_3 Дж/м2) значение поверхностного натяжения, что

значительно замедляет процесс их разгазирования.

Кроме того, эти процессы еще более осложняются из-за по

вышенных вязкостных характеристик и пенообразующей спо

собности данных нефтей. Поэтому из объема тяжелой асфальто-

смолистой нефти могут выделиться только молекулы газа

с наибольшей энергией. Для того чтобы сообщить такую энер

гию большому числу молекул газа, растворенных в нефти, не

обходимо ее интенсивно перемешивать при одновременном

снижении давления в системе или подогревать нефть, так как

в соответствии с известным законом распределения энергии

Максвелла процесс разгазирования (испарения) нефти будет

сопровождаться охлаждением системы.

ПЕНИСТОСТЬ НЕФТЕЙ

Замечено [25], что появление в сепарационных установках

над поверхностью разгазируемой нефти слоя малоподвижной

пены приводит к резкому повышению количества капельной

нефти в отводящем газе и сохранению в нефти на выходе из

сепаратора значительного количества растворенного и окклюди

рованного газа.

Объяснение снижения эффективности работы сепарацион-

ного оборудования авторы [25, 29] видят в том, что появление

слоя пены на границе контакта нефть — газ затрудняет процесс

испарения нефти. При определенной высоте этого слоя кине

тическая энергия пузырьков газа может быть недостаточной для

преодоления механической прочности структурированных пле

нок нефти, образующих каркас пены. Это приводит к ее даль

нейшему росту («набуханию»), что может в конечном итоге

привести к забиванию всего объема сепаратора пеной.

Снижение производительности оборудования (увеличении

времени пребывания газонефтяной смеси в сепараторе) или

уменьшение перепада давления на входе в аппараты (т. е. при

менении соответствующих конструкций сепарационных устано

вок) иногда исключает образование повышенного слоя пены на

границе контакта нефть—газ.

Для некоторых газированных нефтей эффективная работа

сепарационных установок возможна только после их предвари

тельной обработки в системе сбора специально подобранными

реагентами—антипенными присадками. В этой связи разра

ботка простых методов оценки склонности нефтей к пенообра-

зованию (классификация их на этой основе) и подбор эффек

тивных антипенных присадок для пенистых нефтей является

весьма актуальной задачей, требующей более подробного рас

смотрения.

ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ПЕНООБРАЗОВАНИЯ И СКЛОННОСТЬ

НЕФТЕЙ К ПЕНООБРАЗОВАНИЮ

Пены — высококонцентрированные дисперсные системы, га

зообразная дисперсная фаза которых составляет 99 % и более

от общего объема системы, а жидкая дисперсионная среда

распределяется между деформированными плотно упакован

ными пузырьками или ячейками газа в виде пленок различной

толщины.

Все жидкости обладают той или иной пенообразующей спо

собностью. Однако устойчивость образующейся пены для раз

личных жидкостей может колебаться от долей секунды до

многих суток.

Еще в 1880 г. Квинке установил, что «чистые» жидкости не

образуют устойчивой концентрированной пены. Позднее

Гиббсом это положение было подтверждено термодина

мически:

dG * vdp — SdT — adA, (43)

где d G — изменение энергии системы с достаточно большой по

верхностью; V — объем системы; р — давление; T — темпера

тура; 5 —энтропия; а — поверхностное натяжение; А — удель

ная поверхность системы.

Из уравнения Гиббса следует, что при постоянных р и T

самопроизвольное уменьшение энергии системы G может идти

только по пути снижения величины удельной поверхности си

стемы, так как

о = — (dG/dA)p т — const. (44)

Для того чтобы жидкость приобрела способность образовы

вать устойчивую концентрированную пену, необходимо присут

ствие третьего компонента, влияющего на изменение значения

а или структурно-механические свойства пленок жидкости.

Такие компоненты называются стабилизаторами пен. Для воды

ими служат различные поверхностно-активные вещества, мо-

лекулярно или коллоидно-растворимые в воде. К числу наибо

лее сильных из них относятся высокомолекулярные белковые

соединения типа желатина, сапонина и т. д.

Следует подчеркнуть, что если вопросы теории и практики

пенообразования в водных средах рассмотрены достаточно по

дробно [77], то аналогичные процессы для углеводородных

систем, в том числе и нефтей, мало изучены, так как довольно

сложно установить какие-либо закономерности, поскольку про*

цесс пенообразования нефтей зависит от большого числа фак

торов.

Из существующего многообразия методов оценки пенообра

зующей способности жидкостей, рассмотренных в [77], наи

больший интерес для исследования нефтей Ихмеют визуальные

методы, основанные на определении «времени жизни» пленки,

формируемой на проволочном кольце при вытягивании его из

жидкости. Так как склонность той или иной жидкости к пено-

образованию прямо пропорциональна ее способности образовы

вать устойчивые пленки, то эта характеристика у жидкости

(в данном случае у нефти) тем выше, чем больше «время

жизни» ее пленки и чем больше диаметр кольца, взятый для

ее формирования. На этом принципе разработан ряд приборов

определения стабильности пленок. Проволочное кольцо опреде

ленного размера опускают в анализируемую жидкость, которая

помещена в термостат. Кольцо осторожно извлекают из рас

твора и измеряют секундомером «время жизни» пленки. Для

получения воспроизводимых результатов необходимо выполнить

несколько десятков опытов. Особенно большие отклонения наб

людаются при анализах жидкостей, у которых «время жизни»

пленки превышает I—2 мин. Этого недостатка можно избежать,

если воспользоваться для оценки пленкообразующих свойств

жидкостей набором колец разного диаметра. В этом случае

о пленкообразующих свойствах жидкости судят по тому

максимальному (критическому) диаметру кольца, на кото

ром данная жидкость практически не может образовать

пленки.

Поскольку все нефти обладают в той или иной степени спо

собностью образовывать пленки, то чем больше диаметр кольца,

5 Заказ № 144

1y6 Igd

Рис. 15.

Логарифмическая зависимость

времени жизни пленки нефти

(Igt) от диаметра кольца (Igd)

на примере нефтей Заглядинского

месторождения» турнейского (/) и

девонского (2) горизонтов

на котором формируется и со

храняется некоторое время плен

ка нефти, тем выше склонность

данной нефти к пенообразова-

нию. Вполне очевидно, что боль

шим диаметром кольцо будут ха

рактеризоваться лишь те нефти,

которые содержат достаточное

количество стабилизаторов пен,

способных к образованию на

границе с газом (паром) эластич

ных пленок.

Отсутствие в углеводородной

системе таких стабилизаторов

или воздействие на них специ

альными антипенными присад

ками должно отразиться на сни

жении диаметра кольца, на кото

ром формируется пленка анали

зируемой жидкости.

Из результатов исследования

пленкообразующих свойств за-

глядйнской нефти, обработанных

в логарифмических координатах

(рис. 15), следует, что lgdKp для девонской и турнейской неф

тей равны соответственно 1,75 и 1,80, что соответствует значе

ниям критических диаметров 52,5 и 63,0 мм.

В табл. 19 приведены данные определения критических диа

метров различных «чистых» углеводородных жидкостей (в от

сутствии пленкообразователя) и систем, где есть стабилизаторы

пены, в том числе определены dKp некоторых нефтей, обрабо

танных и не обработанных реагентом-деэмульгатором.

Из приведенных данных следует, что углеводороды парафи

нового и ароматического рядов характеризуются критическими

диаметрами от 9,5 до 27 мм. В то же время для такой системы,

как водный раствор ПАВ, где присутствует пленкообразователь,

а сама жидкость (вода) не образует пленки вообще, критиче

ский диаметр кольца равен 53 мм.

Таким образом, нефти для которых dKр колеблется в преде

лах от. 10 до 30 мм, не склонны к пенообразованию, и, наобо

рот, нефти с dKp>30 мм являются системами, пенящимися тем

больше, чем выше значения <2Кр. Поэтому можно считать, что

нефти, обработанные деэмульгатором, можно отнести к разряду

непенящихся систем. Резкое снижение значения dKp у товарных

нефтей по сравнению с нефтями, не обработанными деэмульга

тором, свидетельствует о том, что эффективные деэмульгаторы

в первом приближении можно рассматривать как антипенные

присадки.

Результаты анализа склонности к пенообразованию различных систем

Таблица 19

Наименование системы

Значение

rfKP- мм

Склонность системы к пено

образованию

н-Гексан 22,0

He склонна

н-Нонан 27,0 То же

н-Декан

24,0

н-Ундекан

9.5

н-Гексадекан

10,0

Толуол

28,5

м-Ксилол

24,0

Вода

0,1%-ный водный раствор

сульфонала НП-1

53,0

Склонна

Нефти без обработки деэмульгатором

(дисолван 4411)

Усть-Балыкская

Мамонтовская

Самотлорская

Правдинская

Арланская

Южно-Арланская

Сергеевская (турней)

Сергеевская (девон)

Заглядинская (турней)

Заглядинская (девон)

26,0

24.0

34.5

46.0

35.0

36.0

82.5

43.0

56.5

63.0

He склонна

То же

Склонна к слабому

пенообразованию

То же

Склонна к интенсивному

пенообразованию

То же

Нефти, обработанные диэмульгатором

Усть-Балыкская

15,0

He склонна

Самотлорская

17,0

То же

Арланская

15,0

Сергеевская (девон) 10,5

Сергеевская (турней)

17,0

”

Для подтверждения этого предположения на рис. 16 приве

дены результаты исследований [44] по выявлению пеногасящих

свойств различных реагентов-деэмульгаторов и антипенных

присадок, используемых для обработки пенистых нефтей Баш

кирии и Белоруссии.

Из анализа взаимного расположения кривых, приведенных

в координатах Igdnp-^lgc, следует, что разные типы деэмульга

торов неодинаково влияют на пеногасящие свойства нефтей.

Так, присутствие в нефти водорастворимых реагентов типа ди

солван 4411, сепарол-25 в количестве 5—25 г/т переводит их из

группы пенообразующих нефтей в системы, не склонные к пе

нообразованию. Маслорастворимые деэмульгаторы #= 11 и

доуфакс менее активны. До

бавление 0,2—I г/т антипен-

ных присадок обеспечивает пе

ревод пенистых нефтей в жид

кости, не склонные к пенообра

зованию, т. е. такие присадки

примерно в 25 раз более ак

тивны, чем реагенты-деэмуль

гаторы.

Специфика действия анти-

пенных присадок, в частности,

силиконовых, в углеводород

ных средах еще недостаточно

исследована. Ho существуют

определенные требования, ко-

Пеногасящие свойства различных ан- торых следует придерживаться

типенных присадок: П р и подборе ИЛИ создании эф-

1 — ПМС-200А; 2 — СКТН| 3 — ОМ.С_20 OOOj а и т м п р и и п й т ты

4 — ПМС-300 и реагентов-деэмульгаторов; фвКТИВНОИ ЭНТИПеННОИ П р и-

5 — R-11; 6 — сепарол-25; 7 — дисолван 4411 СаДКИ ДЛЯ борьбы С ПеНООбра-

при обработке пенистой нефти Осташко- „

____

вичского месторождения (Белоруссия) ЗОВЗНИеМ угЛеВОДОрОДНЫХ СИ-

стем, например нефтей.

Пеногаситель должен не растворяться, а диспергироваться

в пенящейся жидкости и иметь вязкость не ниже 2*10~3 м2/с.

Поверхностное натяжение (на границе с паром) у пеногасителя

должно быть меньше, чем у пенящейся жидкости. Силиконовые

пеногасители для эффективного их использования в нефтях не

должны быть чувствительны к содержанию влаги (растворен

ной или эмульгированной). При большом содержании влаги

в системах эффективность пеногасителей снижается.

За рубежом более пятнадцати лет используют силиконовые

пеногасители при добыче и переработке нефти. На всех стадиях

процесса расход пеногасителя составляет З-г-5* IO-5 % от общего

количества добытой нефти. Благодаря использованию силиконов

производительность оборудования при добыче нефти может воз

расти более чем на 60 %. Кроме того, применение 3,5-IO-5 %

полиметилсилоксана на нефтеперекачивающих станциях позво

ляет улучшить работу насосов и снизить пульсацию трубопро

водов. Добавка 2-10~5 % антипенной присадки к мазуту пре

дотвращает его вспенивание. Добавка 2,5* 10_3 % силиконового

антивспенивателя в смазочные масла и консистентные смазки

улучшает их эксплуатационные свойства.

Силиконовые добавки в нефть (20 • I О-*4 %) значительно

облегчают пуск и работу установок по обезвоживанию

и обессоливанию нефти, предотвращая срыв всасывания

насосов.

Опыт использования силиконовых пеногасителей на промыс

лах Венесуэлы показывает, что чем выше плотность нефти, тем

больше необходимость применения силиконов. При добыче ма

Рис. 16.

ловязких нефтей низкой плотности использование пеногасите-

лей не обязательно, тогда как для некоторых высоковязких

(парафинистых) нефтей плотностью 850—876 кг/м3 может тре

боваться добавка пеногасителей.

Иногда для снижения пенообразования можно прибегнуть

к подогреву особенно тяжелых и парафинистых нефтей. Однако

наиболее надежным способом является подогрев вместе с за

качкой силиконовой антипенной присадки. Для тяжелой нефти

месторождений Бачакеро (Венесуэла) было найдено, что наибо

лее целесообразно использовать пеногаситель с вязкостью

125-10~4 м2/с. Закачивать пеногаситель в нефть лучше всего

в наиболее удаленной от сепаратора точке, что гарантирует

максимальное диспергирование закачиваемой антипенной при

садки. Для растворения силиконовой антипенной присадки при

меняли газойль или керосин, которые перекачивали центробеж

ным насосом с электроприводом. Силиконы небольшими дозами

подавали на всасывающую линию насоса, и циркуляцию под

держивали до тех пор, пока не достигалась достаточная сте

пень смешивания. Было найдено, что наиболее эффективным

соотношением газойля и силикона является 10: I.

В Советском Союзе также имеется опыт успешного приме

нения антипенных присадок в различных технологических про

цессах. Особенно широкое распространение антипенные при

садки на основе полиметилсилоксановых жидкостей получили

в химической и нефтехимической промышленности.

Наибольшим распространением (табл. 20) пользуется при

садка ПМС-200А, которую используют как антипенную

Таблица 20

Основные характеристики некоторых антипенных присадок

Марки

Плотность

при 200C1

кг/м*

Вязкость

при 20°С,

(10—« м*/с)

Температура, 0C

вспышки,

не выше

застывания,

не ниже

ПМС-15

950

13,5—16,6

200

—60

ПМС-2500

980

2500

200 —60

МРТУ-6-02-294— 64

ПМС-5000

980

5000 300 —50

МРТУ-6-02-294—64

ПМС-200А

—

500

250

—60

МРТУ-6-02-280—63

1000

ПМС-1000А

980

950— 1050

300

—60