Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Промысловая подготовка нефти необходима не только для обеспечения определенных показателей качества сырья для переработки на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях, но и для создания таких условий, при которых влияние вредных компонентов в нефти не будет оказывать серьезного отрицательного влияния на срок службы магистральных трубопроводов.

Процесс подготовки нефти начинается непосредственно после ее прохождения фонтанной арматуры скважины на нефтесборных установках, включающих автоматизированную групповую замерную установку, одну или две ступени на установках комплексной подготовки нефти (УКПН), составляющих вместе с промысловыми трубопроводами единую технологическую систему [1]. Извлечение обводненной нефти на поверхность и последующее ее транспортирование сопровождаются более или менее интенсивным перемешиванием, что приводит к образованию эмульсии воды в нефти. Эмульсионная нефть, добытая с обводнившихся месторождений, не может быть передана непосредственно нефтеперерабатывающим заводам. Вода, присутствующая в этих нефтях, вызывает целый ряд осложнений при их транспортировании и переработке. Содержание в нефти воды приводит к увеличению расходов на ее транспорт, кроме того, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий, трудно поддающихся разрушению на нефтеперерабатывающих заводах, и создает затруднения при переработке нефти вследствие усиленного развития коррозии оборудования. Обезвоживание нефти необходимо также для закачки отделенной воды в пласт для поддержания пластового давления. При транспортировании необезвоженной нефти по магистральному нефтепроводу в нижней части его может скапливаться коррозионно-активная минерализованная пластовая вода, приводящая сравнительно быстро (2-3 года) этот трубопровод в аварийное состояние.

Обезвоживание нефти заключается в разрушении водонефтяных эмульсий (механической смеси нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии нефти и воды). Необходимость промышленного разрушения нефтяных эмульсий возникла почти одновременно с нефтеперерабатывающей промышленностью. В США эта проблема была практически решена уже 70 - 80 лет тому назад благодаря созданию целого ряда высокоэффективных реагентов - деэмульгаторов, совершенствование которых продолжается и в настоящее время. У нас проблема деэмульгирования возникла приблизительно с середины 20-х годов. До этого времени наша нефтяная промышленность перерабатывала нефти, которые не требовали специальных способов деэмульгирования, легко отделяли воду и механические примеси простым отстаиванием, а на некоторых промыслах нефтяные эмульсии не разрушались, а просто отделялись и спускались в открытые «амбары» и «пруды». Увеличение количества добываемой эмульсионной нефти в результате обводнения разрабатываемых месторождений и огромные потери нефти с «амбарными» эмульсиями вызвали необходимость создания специальных способов обработки добываемой эмульсионной нефти [2].

Для разрушения водонефтяных эмульсий применяют: гравитационное разделение (осуществляется в резервуарах - отстойниках при высоком содержании воды); внутритрубную деэмульсацию (добавление специальных веществ, разрушающих специальную оболочку на поверхности капель воды и препятствующую слипанию капель нефти при столкновении); термические и термохимические воздействия (нагрев нефти перед отстаиванием с возможным добавлением деэмульгаторов); электровоздействия (поляризация капель воды, способствующая их объединению); фильтрацию (для разрушения нестойких эмульсий) и центрифугирование (разделение в поле центробежных сил). Наиболее эффективной считается та технологическая схема обезвоживания, в которой реализуется наиболее полный набор интенсифицирующих факторов при наименьших материальных затратах в течение отведенного для этих целей технологического времени [1].

Нефтяные эмульсии

Нефтяные эмульсии - это механическая смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии. В нефти и воде, поднимаемых на поверхность, всегда содержатся вещества в растворенном состоянии, которые способствуют образованию и стойкости нефтяных эмульсий. Вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафин) и пластовой воде (соли и кислоты) и оказывающие существенное влияние на образование и стойкость эмульсий, называются естественными эмульгаторами, или естественными поверхностно-активными веществами (ПАВ). Характерной особенностью строения ПАВ является их дифильность, т.е. строение молекулы, состоящей из двух частей - полярной группы (воды) и неполярного углеводородного радикала. Полярная группа ПАВ (гидрофильная) взаимодействует с водой, а неполярная (гидрофобная) - с нефтью. Таким образом, образование эмульсии - прямой или обратной - зависит от того, чего больше находится в естественных молекулах ПАВ - полярных или неполярных групп. Если в естественных молекулах ПАВ содержится больше полярной группы, то образуется эмульсия полярного типа - нефть в воде, если же в этих ПАВ больше содержится неполярной группы, то образуется эмульсия обратного типа - вода в нефти.

Нефтяные эмульсии в пластовых условиях отсутствуют. На образование нефтяных эмульсий требуется затрата большой энергии, поэтому они могут образовываться или в призабойной зоне скважины, особенно там, где бурно выделяется газовая фаза, способствующая турбулизации потока. Интенсивно образуются эмульсии при эксплуатации скважин центробежными электронасосами, но вследствие выделения теплоты электродвигателями этих насосов эти эмульсии нестойкие. 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, иногда устанавливаемые на устьях скважин. Это объясняется, с одной стороны, резким понижением давления за штуцером, способствующим диспергированию (дроблению) водной фазы в нефти, с другой стороны, понижением температуры смеси, благоприятно влияющим на образование стойкой эмульсии. 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 [3].

Высокая устойчивость нефтяных эмульсий вызвана образованием на каплях эмульгированной воды со стороны нефтяной фазы защитных слоев, обладающих высокими структурно-механическими свойствами и механически препятствующих агрегированию и слиянию капель.

Для предотвращения эмульгирования нефти необходимо в какой-то степени устранить или по крайней мере ослабить влияние перечисленных условий, при которых происходит образование нефтяных эмульсий в процессе добычи. Главные из них:

совместное поступление нефти и воды из скважин;

интенсивное перемешивание, приводящее к диспергированию одной жидкости в другой;

присутствие в нефти природных эмульгаторов.

Но для успешного разрушения эмульсии, т.е. для обеспечения полной коалесценции капель при их столкновениях, помимо увеличения силы взаимного притяжения капель в момент столкновения, например путем применения электрического поля, обязательным условием является резкое снижение прочности защитных слоев. Оно происходит под воздействием температуры и специальных ПАВ - реагентов-деэмульгаторов. Из практики работы по подготовке нефти хорошо известно, что в случае недостатка или отсутствия деэмульгатора, или его низкого качества, только одно нагревание нефтяной эмульсии приводит лишь к частичному отделению воды от нефти и образованию в отстойниках и электродегидраторах «промежуточного» слоя, т.е. слоя неразложившейся эмульсии [4].

Большое влияние на эффективность процесса оказывает количество вводимого деэмульгатора, продолжительность его контакта с эмульсией, эффективность перемешивания. При деэмульсации необходим дифференцированный подход к выбору деэмульгатора в соответствии с конкретными свойствами нефти и пластовой воды.

Поверхностно-активные вещества - деэмульгаторы нефтяных эмульсий

Поверхностно-активными являются вещества, которые, находясь в растворе, обладают способностью скапливаться (адсорбироваться) на его границах раздела и снижать поверхностное натяжение. Это может происходить только в том случае, если молекулы вещества взаимодействуют с молекулами растворителя намного слабее, чем молекулы растворителя между собой. В то же время большое различие в строении молекул вещества и растворителя приводит к тому, что вещество перестает растворяться, как, например, вода и углеводороды нефти. Для предотвращения образования и разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы - ПАВ, обладающие большей активностью, чем эмульгаторы. Основное назначение деэмульгаторов заключается в том, чтобы вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы - естественные ПАВ, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде.

Рассмотрим возможный механизм воздействия реагентов-деэмульгаторов на защитные слои на каплях эмульгированной воды. При введении реагента-деэмульгатора в нефтяную эмульсию на границе раздела воды и нефти протекают следующие процессы:

Инверсия (обращение) смачивания поверхности твердых частиц, входящих в состав защитных слоев, в результате чего частица будет целиком смачиваться какой-либо одной фазой - нефтью или водой и втягиваться полностью внутрь этой фазы.

Адсорбционное вытеснение бодее поверхностно-активным реагентом молекулярных и коллоидных эмульгаторов, адсорбировавшихся на нефте-водной границе раздела. Одновременно реагент должен оказывать пептизирующее действие на гели этих эмульгаторов, т.е., адсорбируясь на поверхности коллоидных частиц, способствовать их диспергации в объемных фазах эмульсии.

В результате этих процессов состав поверхностного слоя на границе раздела воды и нефти претерпевает коренные изменения. Все природные эмульгаторы, входящие в его состав, оказываются удаленными с границы раздела в объемные фазы, и их место занимает слой адсорбированных молекул реагента-деэмульгатора. Ясно, что этот слой не должен оказывать заметное стабилизирующее действие на капли воды, эмульгированные в нефти, так как в этом случае реагент, разрушив защитные слои природных эмульгаторов, сам будет стабилизировать эмульсию воды в нефти [2]. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность «бронированного» слоя и тем интенсивнее происходит разрушение эмульсии.

Для наиболее успешного разрушения и прекращения «старения» нефтяных эмульсий деэмульгаторы следует подавать на забой скважин и осуществлять «внутрискважинную» деэмульсацию. При подаче деэмульгаторов на забой скважин обычно происходит инверсия эмульсии, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В, в которой внешней фазой является вода с небольшой вязкостью, равной 1 спз, существенно снижающая давления от трения [3].

Разнообразие структурных элементов, входящих в состав защитных слоев, и преобладание у различных нефтей тех или иных видов природных эмульгаторов затрудняют, а точнее, делают просто невозможным создание универсального деэмульгатора, эффективно разрушающего эмульсии различных нефтей. Реагент-деэмульгатор как ПАВ проявляет в зависимости от строения и химической природы полярной и неполярной частей молекулы, а также условий применения, преимущественно какое-либо одно действие.

Поэтому данный реагент-деэмульгатор может оказаться эффективным только в отношении одной группы нефтяных эмульсий, очевидно, содержащих природные эмульгаторы в большинстве случаев с одним и тем же механизмом защитного действия, например «бронирующие» твердые эмульгаторы. В отношении же эмульсий других нефтей, с другим механизмом защитного действия природный эмульгаторов, например молекулярно-коллоидных, адсорбирующихся на поверхности капель за счет своей поверхностной активности, этот реагент-деэмульгатор может оказаться малоэффективным. Он, являясь хорошим смачивателем, будет разрушать эмульсии, защищенные «бронирующими» эмульгаторами, при небольших удельных расходах, и в то же время этот реагент, обладая посредственными поверхностно-активными свойствами на нефте-водной границе раздела, потребует значительно больших удельных расходов, а иногда может оказаться вообще непригодным для разрушения эмульсий, защищенных «адсорбционными» природными эмульгаторами.

Поэтому, хотя создание «универсального» деэмульгатора и является весьма желательным (так как это значительно упростило бы его производство и применение), такой деэмульгатор безусловно оказался бы менее эффективным, чем «специфические» деэмульгаторы, созданные специально для разрушения данной группы нефтяных эмульсий, содержащих природные эмульгаторы с родственным механизмом защитного действия.

Классификация деэмульгаторов и предъявляемые к ним требования

В качестве реагента-деэмульгатора может быть использовано лишь то поверхностно-активное вещество, которое обладает следующими основными свойствами:

растворяется (молекулярно или коллоидно) хотя бы в одной из фаз, образующих нефтяную эмульсию;

имеет достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснять с нефте-водной границы раздела полярные компоненты слоя, адсорбированные из нефти (смолы, асфальтены и пр.), а также пептизировать их в случае перехода в гелеобразное состояние;

способно изменять смачивание (гидрофилизировать) поверхности твердых компонентов слоя («бронирующих» эмульгаторов) и обеспечивать переход их полностью в одну из фаз эмульсии (воду);

образовывает на границе раздела нефти и воды адсорбционные слои с низкими структурно - механическими свойствами, не способными стабилизировать эмульсии нефти и воды как прямого, так и обратного типа.

Кроме того, реагент-деэмульгатор должен быть доступным для получения его в промышленном масштабе и транспортабельным, не вызывать коррозию оборудования и трубопроводов, не ухудшать качество нефти после обработки, не терять деэмульгирующую способность при нагревании и в присутствии солей, содержащихся в эмульгированной воде (хлоридов, сульфатов, бикарбонатов натрия, кальция, магния, железа и др.).

В настоящее время еще не разработаны методы, позволяющие определить пригодность того или иного поверхностно-активного вещества в качестве реагента-деэмульгатора, исходя из его строения и характеристики природных эмульгаторов, содержащихся в данной нефти. Приходится решать эту задачу путем соответствующих опытов [2].

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

Ионогенные, в свою очередь, могут быть подразделены на анионактивные и катионактивные в зависимости от того, какие поверхностно-активные группы они содержат - анионы или катионы.

К первой группе относятся малоэффективные деэмульгаторы НЧК (нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), которые в настоящее время для деэмульсации нефти не применяются.

К неионогенным маслорастворимым деэмульгаторам относятся сепорол 508Ч, диссолван 4490, прохинор GR, Вискок-3, водорастворимые R-11, Х-2647, L-1632, Доуфакс, сепорол 29, серво и др.

Неионогенные деэмульгаторы имеют ряд преимуществ перед ионогенными, и в частности перед НЧК. Преимущества эти следующие:

незначительный удельный расход (для диссолвана-4490 - 20-30 г. на 1 т эмульсии при ее температуре 50-60 С; обводненность нефти достигает 1%);

хорошее растворение в воде и нефти, отсутствие взаимодействия с солями и кислотами, содержащимися в пластовой воде и нефти, без образования осадков в трубах и аппаратах;

стоимость неионогенных ПАВ в 40-60 раз выше стоимости НЧК, а расход их в сотни раз меньше, чем НЧК.

Деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не изменять своих свойств при изменении температуры, не ухудшать качества нефти после обработки и обладать определенной универсальностью, т.е. разрушать эмульсии различных нефтей и вод.

По химическим свойствам неионогенные деэмульгаторы удовлетворяют большинству этих требований. Однако большинство неионогенных деэмульгаторов обладает токсичностью и относится к опасным веществам. Поэтому они должны храниться в специальных помещениях под замком [3].

На месторождениях и нефтеперерабатывающих заводах из ионогенных деэмульгаторов для обезвоживания нефтей в течение длительного времени применялся НЧК. Однако он имеет ряд недостатков: низкое содержание поверхностно-активного вещества (в лучших сортах около 40-60% солей сульфокислот), что приводит к дорогостоящим перевозкам балласта; высокий удельный расход (0.5-3 кг/т, иногда и более); при взаимодействии НЧК с пластовой водой могут образоваться твердые осадки (гипс, гидрат окиси железа и др.), очистка от которых аппаратов и трубопроводов связана со значительными затратами. Ионогенные деэмульгаторы способствуют также образованию эмульсий типа нефть в воде, что приводит к значительному содержанию нефти в дренажной воде. В связи с этим в настоящее время НЧК почти не используется. Катионоактивные деэмульгаторы не нашли достаточного применения из-за их низкой активности [4].

промысловый нефть эмульсия мелкодисперсный

Размещено на Allbest.ru