Эмульсии нефти с водой: свойства и способы их разрушения

  Кроме того, в извлекаемой на поверхность водонефтяной эмульсии содержится очень большое количество механических примесей, которые потом при движении по трубопроводам действуют как абразив, протачивая во всех трубопроводах канавки, и их стенки истончаются до такой степени, что под действием повышенного давления в трубопроводе он разрывается и это приводит к авариям с большими материальными, экономическими и экологическими затратами и потерями.

  Т.о. сокращение количества аппаратов в схемах промысловой подготовки нефти и уменьшение количества порывов промысловых трубопроводов являются первостепенными и актуальными задачами, а решение этих проблем вместе позволит снизить металлоемкость нефтедобывающей промышленности.

  Все эти  задачи позволяет решить предлагаемый способ разделения водонефтяных эмульсий с помощью центрифугирования, который широко применялся на промыслах США в 1920-1940 гг.

  В предлагаемом способе подготовки нефти вместо традиционного гравитационного  используется более мощная центробежная сила для разделения на фазы водонефтяной эмульсии. Разница в осуществлении способа состоит в том, что в традиционном многоаппаратном способе сначала идет операция разгазирования и только потом осуществляется операция обезвоживания. В предлагаемом же способе сначала идет обезвоживание и только потом проводится разгазирование нефти, но обе эти операции осуществляются одновременно и в одном аппарате. 

  Рисунок 1 - Сепаратор для разделения эмульсий: 1 - ротор; 2 - пакет тарелок;      Ф₁ и Ф₂ - фугаты; Э - эмульсия.

   Центрифуги обладают очень большими недостатками: они имеют цилиндрический барабан и, разделяемая жидкость поступает в него с одного конца, а разделенные компоненты выходят с другого конца барабана, т.е. перемещение жидкости идет вдоль оси центрифуги с очень небольшой скоростью, а присутствующие в жидкости механические примеси, как материал, имеющий большую плотность, прижимаются к стенкам барабана центрифуги и еще больше замедляют движение жидкости вдоль оси центрифуги. Поток жидкости при такой малой скорости неспособен смыть и унести с собой механические примеси. По этим причинам применяемые центрифуги имеют очень низкую производительность и большую энергоемкость.

   Число оборотов центрифуги имеет огромное значение. При малой скорости будет недостаточна центробежная сила и центрифуга не выполнит своего назначения. При слишком большой скорости вращения стенки барабана могут не выдержать разрывающих усилий и произойдет авария. При эксплуатации центрифуг нужно иметь в виду, что в начальной стадии, когда барабан развивает вращение, осадок неравномерно распределяется по поверхности барабана. В результате барабан начинает «бить», что крайне вредно отражается на прочности станины. Для смягчения толчков и ударов центрифугам придаются резиновые амортизаторы. По этим же соображениям на центрифугах устанавливают тормоз, позволяющий после выключения электромотора плавно и сравнительно быстро остановить барабан. Также важно, чтобы при изготовлении центрифуги барабан был тщательно сбалансирован (центр тяжести барабана и вала должен совпадать с осью вращения. Пусковой период для двигателя представляет наибольшую трудность, поскольку ему приходится преодолевать инерцию барабана, инерцию находящейся в нем жидкости и трение барабана о воздух. В связи с этим мощность центрифуги всегда рассчитывают на пусковой период. Рабочая мощность обычно в 2-3 раза меньше пусковой.

    На работу центрифуг существенно влияет вязкость жидкой фазы. С увеличением этого параметра производительность центрифуги уменьшается. Поэтому в некоторых случаях (когда это допустимо) для уменьшения вязкости жидкости прибегают к ее нагреву. Нагревание эмульсии приводит не только к уменьшению вязкости, но и снижению

    Предлагаемый способ промысловой подготовки нефти решает большинство актуальнейших задач, стоящих перед добывающей нефтяной промышленностью.

   Для размещения оборудования предлагаемого способа не нужно много места, оно очень компактно и его легко монтировать и обслуживать.

   Центрифуги могут иметь практически любую производительность,  их очень легко можно будет автоматизировать.

   Термическое воздействие на водонефтяные эмульсии заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают до температуры 45-80 ⁰С. При нагревании уменьшается прочность слоев эмульгатора на поверхности капель, что облегчает их слияние. Кроме того, уменьшается вязкость нефти и увеличивается разница плотностей воды и нефти, что способствует быстрому разделению эмульсии. Подогрев осуществляют в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах.

     Разложение эмульсий электрическим методами, ввиду сравнительной простоты необходимых для этой цели установок, применимости для большинства эмульсий и достаточной надежности в работе, получило широкое распространение.

      Электрический способ разрушения эмульсий применяют на нефтеперерабатывающих      заводах     при   обессоливании   нефти      на     ЭЛОУ (электроочистительных установках), а также при очистки нефтепродуктов от водных растворов щелочей и кислот (электрофайнинг).

   В обоих случаях используют электрическое поле высокой напряженности. Под действием электрического поля взвешенные частицы воды сливаются в более крупные,    которые    под      действием   силы   тяжести   осаждаются   вниз. Отстоявшаяся вода с растворенными в ней солями выводится из нижней части электородегидратора, обезвоженная нефть - из верхней части. Для достижения минимального содержания солей нефть промывают на ЭЛОУ, состоящих из 2-3 последовательно соединенных ступеней электродегидраторов.

   Основными технологическим параметрами процесса являются: температура, давление, удельная производительность дегидраторов, расход диэмульгатора, расход промывной воды и степень ее смешения с нефтью, напряженность электрического поля. Применяемый на ЭЛОУ подогрев нефти позволяет уменьшить ее вязкость, что существенно повышает подвижность капелек воды в нефтяной среде и ускоряет их коалесценцию. Вместе с тем подогрев нефти на ЭЛОУ сопряжен с серьезными недостатками. С повышением температуры сильно увеличивается электропроводность нефти и, соответственно, повышается расход электроэнергии, значительно усложняются условия работы проходных и подвесных изоляторов. Поэтому подогрев разных нефтей на ЭЛОУ проводят в интервале температур 60-1500С, выбирая для каждой нефти оптимальное значение, обеспечивающее минимальные затраты на ее обессоливание.

  Внутритрубную деэмульсацию проводят посредством  добавления в эмульсию химического  реагента-деэмульгатора. Это позволяет  разрушать эмульсию в трубопроводе, что снижает ее вязкость и уменьшает  гидравлические потери.

  Для каждого  состава нефти подбирают свой наиболее эффективный деэмульгатор, предварительно оценив результаты отделения  пластовой воды в лабораторных условиях.

  Любое органическое вещество, обладающее моющими свойствами, может с той или иной эффективностью использоваться в качестве деэмульгатора. Высокоэффективные деэмульгаторы, применяемые на нефтепромыслах и  нефтеперерабатывающих заводах  для обезвоживания и обессоливания  нефти, содержат смесь ПАВ различных  структур и модификаций. Теории, объясняющие  механизм действия деэмульгаторов, разделяют  на две группы:

  - физическая, предполагающая протекание физической  адсорбции молекул деэмульгатора  на коллоидных частицах, разрыхляющее  и модифицирующее действие деэмульгаторов  на межфазный слой, которое способствует  вытеснению и миграции молекул  (частиц) стабилизатора в ту или  иную фазу;

  - химическая, основанная на предположении  о преобладающей роли хемосорбции  молекул деэмульгатора на компонентах  защитного слоя с образованием  прочных химических связей, в  результате чего природные стабилизаторы  нефти теряют способность эмульгировать  воду.

  Согласно  общепринятой в настоящее время  теории, разработанной под руководством академика П.А. Ребиндера, при введении ПАВ в нефтяную эмульсию на границе  раздела "нефть - вода" протекают  следующие процессы. ПАВ, обладая  большей поверхностной активностью, вытесняет природные стабилизаторы  с поверхности раздела фаз, адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных  частицах природных стабилизаторов нефтяных эмульсий. Молекулы деэмульгаторов изменяют смачиваемость, что способствует переходу этих частиц с границы раздела  в объем водной или нефтяной фаз. В результате происходит коалесценция.

  Таким образом, процесс разрушения нефтяных эмульсий является в большей степени физическим, чем химическим и зависит от:

  - компонентного  состава и свойства защитных  слоев природных стабилизаторов;

  - типа, коллоидно-химических  свойств и удельного расхода  применяемого деэмульгатора;

  - температуры,  интенсивности и времени перемещения  нефтяной эмульсии с деэмульгатором.

  Технологический эффект применения деэмульгатора заключается  в обеспечении быстрого и полного  отделения пластовой воды при  его минимальном расходе.

  Как правило, подбор высокоэффективного, оптимального для конкретной водонефтяной эмульсии деэмульгатора осуществляют эмпирически. Это обусловлено тем, что в  зависимости от технологии добычи и  подготовки нефти, ее химического состава, физико-химических свойств и обводненности, минерализации пластовой воды, наличия  в ней механических примесей и  других факторов к деэмульгатору  предъявляются специфические требования.

  На нефтегазодобывающих  предприятиях нашел также применение метод предотвращения образования  стойких эмульсий (метод искусственного увеличения обводненности нефти).  

  Сущность  метода заключается в возврате на прием насоса некоторой части  добываемой воды, расслоившейся в  отстойной расширительной камере или  в поле центробежных сил. Избыток  водной фазы, образовавшейся в насосе, приводит к переходу водонефтяной смеси  из одной структуры потока в другую. Вязкость образовавшейся прямой эмульсии в десятки и сотни раз меньше вязкости обратных эмульсий. В соответствии с этим резко снижается и стойкость  прямых эмульсий, что создает благоприятные  условия для отделения водной фазы и возвращения некоторого ее объема на прием насоса. Подачу оборотной  воды на прием насоса можно осуществить  самоподливом в затрубное пространство скважины, без применения дополнительных перекачивающих органов.

        Метод самоподлива предполагает потерю производительности установки за счет рециркулируемой  части водной фазы. Однако многократное снижение вязкости нефти в колонне  труб позволяет существенно увеличить  коэффициент подачи установок, что  не только компенсирует потерю, но и  в ряде случаев повышает производительность насосов. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                           ЗАКЛЮЧЕНИЕ 

     Наличие значительного количества и разнообразия методов разрушения эмульсий крайне осложняет и затрудняет выявление наиболее рациональных из них. Между тем, нашей задачей является выбор и применение такого метода, который был бы наиболее рациональным. С целью облегчения этой задачи при описаниях различных методов, приведенных выше, дается оценка положительных и отрицательных особенностей каждого из них. Рациональность методов определяется следующим основными показателями качественности их: эффективность, возможность полного отделения воды, максимальная простота метода и оборудования,  экономичность процесса. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                               СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 

1. Абрамзон  А.А. Поверхностно-активные вещества, свойства и применение. Л.: Химия, 1981.
2. Амелин И.Д., Андриасов Р.С.и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 1978.
3. Воюцкий А. Р. Курс коллоидной химии. М.: Политиздат, 1976.
4. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение эмульсий. М.: Недра, 1982.
5. Смирнов Ю.С., Мелошенко Н.Т. Химическое деэмульгирование нефти как основа ее промысловой подготовки //Нефтяное хозяйство, 1989.
6. Для подготовки данной работы были использованы материалы с сайта http://referat.ru