2. Методы предотвращения и борьбы с образованием эмульсий

Предотвращение образования стойких эмульсий

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:

1) совместное поступление нефти и воды из скважины;

2) интенсивное перемешивание, приводящее к диспергированию одной жидкости в другой;

3) присутствие в нефти природных эмульгаторов.

В зависимости от величины пластового давления скважина может быть оборудована для извлечения как нефти, так и воды фонтанным способом или нефти фонтанным, а воды механизированным способом. В случае малых забойных давлений, когда естественное фонтанирование невозможно, оба подъемника оборудуют для извлечения нефти и воды механизированным способом.

Для уменьшения эмульгирования нефти в поверхностном оборудовании выкидные линии от скважин должны прокладываться по возможности без резких поворотов и иметь достаточный диаметр для сведения к минимуму турбулизации потока. В выкидных линиях и нефтесборных коллекторах должно устанавливаться минимальное число задвижек и клапанов, чтобы устранить перемешивание жидкости в результате изменения проходного сечения труб в этих местных сопротивлениях. Выкидные линии от скважин должны прокладываться с таким уклоном, чтобы не происходило скопления воды в пониженных местах трубопроводов, так как это может создать благоприятные условия для эмульгирования нефти.

При выборе насосов для перекачки обводненной нефти предпочтение должно быть отдано поршневым или винтовым насосам, которые, по сравнению с центробежными, имеют повышенные к.п.д. и меньше перемешивают перекачиваемую жидкость.

Экспериментально установлено, что в самотечных системах сбора нефти происходит меньшее эмульгирование продукции скважин по сравнению с напорными. Поэтому при проектировании нефтесборных коллекторов должно быть обращено внимание на рельеф местности с максимальным использованием самотека в нефтесборных коллекторах.

Все перечисленные выше способы для уменьшения поступления воды вместе с нефтью и снижения степени перемешивания не могут полностью исключить образования нефтяных эмульсий. Поэтому наряду с мероприятиями по снижению образования эмульсий, большое внимание приходится уделять разрушению образовавшихся эмульсий с последующим отделением нефтяной фазы от воды.

3. Способы разрушения нефтяных эмульсий

Способы разрушения нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы:

• гравитационное холодное разделение (отстаивание);

• электрическое воздействие;

• термическое воздействие - подогрев и отстаивание при атмосферном давлении и под избыточным давлением, промывка нефти горячей водой;

• деэмульсация;

• воздействие магнитного поля.

• механические — фильтрация, центрифугирование, обработка ультразвуком и др.;

Гравитационное холодное разделение (отстаивание) осуществляется за счет гравитационного осаждения диспергированных капель воды и применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. На промыслах применяют отстойники разнообразных конструкций, периодического и непрерывного действия. В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, при заполнении которых сырой нефтью происходит осаждение воды в их нижнюю часть. В отстойниках непрерывного действия отделение воды происходит при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. В зависимости от конструкции и расположения распределительных устройств, движение жидкости в отстойниках осуществляется в некотором преобладающем направлении – горизонтально или вертикально.

Воздействие на эмульсии электрическим полем производится в электродегидраторах, снабженных электродами, к которым подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капли притягиваются, сливаются в более крупные и оседают на дно емкости.

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

На нефтегазодобывающих предприятиях применяется также метод искусственного увеличения обводненности нефти. Сущность данного 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, т. е. переходу эмульсии В/Н в эмульсионную структуру типа Н/В. Вязкость образовавшейся прямой эмульсии в десятки и сотни раз меньше вязкости обратных эмульсий. Соответственно этому резко снижается и стойкость прямых эмульсий, что создает благоприятные условия для отделения водной фазы и возвращения некоторого ее объема вновь на прием насоса. Подачу оборотной воды на прием насосов 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 повышает в ряде случаев производительность насосов.

Предупреждение образования стойких эмульсий в скважинах с механизированной добычей позволяет также снижать давление в системах промыслового сбора нефти и газа и улучшать условия разрушения эмульсий в пунктах подготовки нефти.

Хорошие деэмульгаторы должны не только обеспечивать сближение диспергированных капелек воды в эмульсии, но и разрушать окружающие их пленки и способствовать коалесценции. В большинстве нефтей присутствуют механические примеси (сульфид железа, ил, частицы глины и т.д.), частички которых собираются на поверхности раздела и способствуют упрочнению пленки, обволакивающей глобулы воды. Часто эти механические

примеси являются основными веществами, составляющими материал пленки, и удаление их вместе с водой также является важной задачей при обезвоживании нефти. Деэмульгаторы обволакивают частицы механических примесей тонкой пленкой, хорошо смачиваемой водой, и такие частицы выделяются из нефти и удаляются вместе с водой. Таким образом, реагенты, применяемые в качестве деэмульгаторов для разрушения нефтяных эмульсий, должны:

1. обладать способностью проникать на поверхность раздела фаз

нефть —вода;

2. вызывать флоккуляцию и коалесценцию глобул воды;

3. хорошо смачивать поверхность механических примесей. Для каждого состава нефти подбирают наиболее эффективный деэмульгатор, предварительно оценив результаты отделения пластовой воды в лабораторных условиях.

Наиболее эффективными и универсальными отечественными деэмульгаторами нефтяных эмульсий являются проксанолы 146, 186, 305, проксамин 385 и дипроксамин 157.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются, материалы, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода – нет.

Разделение в поле центробежных сил (центрифугирование) производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. Эмульсия в ротор подается по полому валу. Под действием сил инерции эмульсия разделяется, так как капли воды и нефти имеют разные плотности.

Обессоливание нефти производится путем смешения водонефтяной эмульсии с промывочной водой в результате многократно повторяющихся актов коалесценции и последующего дробления капель промывочной и пластовой воды. Поскольку наиболее медленно коалесцируют, а, следовательно, и смешиваются, мелкие капли, то лимитирующей стадией процесса смешения является коалесценция мелкодисперсной пластовой воды. Поэтому в качестве определяющей характеристики процесса смешения при обессоливании нефти целесообразно выбрать скорость убывания количества капель, которые ни разу не скоалесцируют к рассматриваемому моменту времени

Принято считать, что процесс смешения пластовой и промывочной вод производится на смесительных задвижках, клапанах и других аналогичных конструкциях, время прохождения через которые исчисляется долями секунды. Подобное представление о скорости смешения ошибочно. На смесительных клапанах и задвижках происходит только дробление промывочной воды, которое можно провести быстро, а сам процесс смешения пластовой и промывочной вод идет после этих устройств в обвязочных трубопроводах и частично в электродегидраторах. На самом деле процесс смешения длительный, его время исчисляется десятками секунд. В связи с этим, если смесительный клапан или задвижка устанавливаются в непосредственной близости от входа в дегидратор, процесс смешения не успевает закончиться, что приводит к снижению качества обессоливания. Поэтому при конструктивном расчете блока смешения пластовой и промывочной воды возникает задача определения необходимой длины трубопровода между смесительным клапаном или задвижной и входом в дегидратор для обеспечения необходимого качества смешения.

Для достижения обессоливания, при достаточно высокой минерализации эмульсионной воды, необходимо удаление ее, по крайней мере, до 0.1 %. Положение еще больше осложняется, когда в нефти имеются «сухие» соли, совершенно не удаляемые обычными методами. Поэтому в таких случаях для собственно обессоливания приходиться прибегать к дополнительной операции – промывание нефти водой. С этой целью, предварительно деэмульгированная тем или иным способом нефть вновь эмульгируется с пресной водой, и полученная эмульсия подвергается повторному разложению обычно тем же методом.

Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) включает сепараторы, мерники (при самотечной системе сбора) или расходомеры (при напорной системе сбора), резервуары-отстойники, технологические трубопроводы, насосное и компрессорное оборудование (рис.3)

Рис. 3. Установка по обезвоживанию, обессоливанию

и стабилизации нефти:

1 - КССУ; 2 - сырьевой насос; 3 - пароподогреватель; 4, 5 - отстойники;

6 - электродегидратор; 7 - вакуумный сепаратор; 8 - холодильник; 9 -

гидроциклонный сепаратор; 10 - вакуумный компрессор; 11 - резервуар

товарной нефти; 12 - установка учета нефти; I - нефть с пластовой водой

и остатками газа; II - газ на газобензиновый завод; III - сухой газ; IV -

сжиженный газ; V - газовый бензин; VI - вода и механические примеси;

VII - деэмульгатор; VIII - горячая частично обезвоженная нефть; IX - пресная вода; X - газовый конденсат; XI - товарная нефть

Нефть из скважины после групповых замерных установок подается по коллектору в концевую совмещенную сепарационную установку (КССУ), в которую поступает горячая

вода из отстойника 4, содержащая отработанный деэмульгатор. Под действием тепла пластовой воды происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Нефть вместе с оставшейся водой подается в пароподогреватели 3, затем в отстойник 4. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей. В отстойнике 5 нефть доводится до требуемой концентрации по содержанию солей. При прохождении холодильника 8 и гидроциклонного сепаратора 9 из нефти выделяется основное количество легких углеводородов.

Наибольший эффект в обессоливании парафинистой нефти достигается при использовании режимов подготовки и обработки нефти, ультразвуком, магнитным полем (0,15 Тл), с добавлением деэмульгатора и отработанного масла.

Принципиальная технологическая схема подготовки парафинистой нефти к

переработке с использованием волновых воздействий и активирующей добавки

приведена на рис. 4.

Рис. 4. Принципиальная технологическая схема подготовки нефти

к переработке:

1 – насос; 2 – теплообменники; 3 – смеситель;

4 – блок ультразвуковой и магнитной обработки; 5 –отстойник-сепаратор;

I – сырая нефть; II – вода; III – деэмульгатор; IV – отработанное масло;

V– углеводородный газ; VI –солестоки; VII – обессоленная нефть

Таким образом, применение комбинированного волнового воздействия (ультразвуком, а затем постоянным магнитным полем) в сочетании с активирующей добавкой отработанного масла в присутствии деэмульгатора позволяет снизить содержание хлоридов до концентрации менее 0,5 мг/дм3.

Рис.5. Эффективность разделения эмульсии при обработке ультразвуком

Известны способы обезвоживания и обессоливания нефти путем введения в нефть деэмульгатора; добавления промывочной дренажной воды, содержащей остатки реагента-деэмульгатора; на­грева; интенсивного перемешивания в ротационном смесителе с последующим турбулентным перемешиванием эмульсии в трубо­проводе и отстоем и рециркуляцией отделенной при этом воды на смешение.

Однако существенным недостатком этого способа является недостаточно высокая эффективность использования реагента-де­эмульгатора вследствие неоптимального температурного режима перемешивания. Кроме того, известно, что водорастворимые де­эмульгаторы наиболее эффективно разрушают обратные эмульсии («вода в нефти») в виде гомогенных растворов в водной фазе. С уве­личением температуры растворимость деэмульгаторов в воде умень­шается, соответственно уменьшается и эффективность их действия. И способ осуществляется путем укрупнения глобул воды в нефти, т.е. по существу является термохимическим и малоэффективным при под­готовке эмульсий с повышенным содержанием механических приме­сей.

Известен также способ разрушения промежуточного эмуль­сионного слоя в процессах подготовки нефти путем добавления к промежуточному слою промывочной воды с добавкой деэмульга­тора, с доведением содержания водной фазы в системе до 70...75 % с последующим подогревом системы до 50...80 °С и перемешивани­ем в турбулентном режиме в течение 1. .5 мин. Известная техноло­гия позволяет разрушать стойкие эмульсии в более прогрессивном режиме с обращением фаз. Но необходимо отметить недостаток способа - это недостаточно эффективное использование деэмульга­тора, вследствие неоптимального температурного режима разруше­ния как обратной, так и прямой эмульсии, т.к. нагрев эмульсии осу­ществляется перед ее разрушением, которое происходит путем перемешивания с обращением фаз.

Описанный ниже способ повышает эффективность про­цесса за счет наиболее рационального использования реагента-де­эмульгатора с увеличением глубины разрушения и разделения прямой и обратной эмульсий.

Суть способа заключается в том, что осуществляют интенсивное перемешивание эмульсии с обращением фаз при температуре полной растворимости реагента-деэмульгатора в водной фазе, а последующее перемешивание прямой эмульсии перед отстоем осуществляют после предварительного нагрева при температуре, ограниченной раствори­мости реагента в водной фазе.

Как уже указывалось, разрушение обратной эмульсии наиболее эффективно осуществляется при температуре полной растворимости деэмульгатора в водной фазе, т.е. относительно низкой температуре (пр. ниже 45 °С для дисольвана 4411). Дальнейший нагрев прямой эмуль­сии до температуры ограниченной растворимости реагента в водной фазе (пр. выше 70 °С для дисольвана 4411) позволяет увеличить эффек­тивность коалесценции капель нефти в воде вследствие уменьшения эффективности действия деэмульгатора, т.к. водорастворимые реаген­ты-деэмульгаторы являются одновременно стабилизаторами прямых эмульсий. Одновременно нагрев эмульсии непосредственно перед отстоем позволяет увеличить эффективность обезвоживания нефтяной фазы в отстойном аппарате.

В отличие от существующих способов существует наи­более эффективный способ, который заключается в следующем.

К разрушаемой обратной эмульсии добавляется промывочная вода, содержащая реагент-деэмульгатор, с доведением общего содер­жания водной фазы в системе до 70...75 %, последующим интенсив­ным перемешиванием в ротационном смесителе достигается обраще­ние фаз и образование прямой эмульсии «нефть в воде». При этом, перемешивание осуществляют при температуре полной растворимо­сти деэмульгатора в водной фазе. Затем прямая эмульсия нагревается до температуры, при которой деэмульгатор ограниченно растворим в воде, расслаивается и образует самостоятельную фазу. Эмульсия перемешивается в турбулентном режиме в трубопроводе перед от­стойной аппаратурой с предварительным укрупнением капель нефти в воде и подается на отстой, где происходит отделение избытка вод­ной фазы и дополнительное обезвоживание нефтяной фазы. Часть отделившейся водной фазы может при этом рециркулировать как про­мывочная вода. Предварительный нагрев прямой эмульсии перед тур­булентным перемешиванием и отстоем позволяет значительно умень­шить остаточное содержание нефти в дренажной воде после ее отстоя (таблица 2).

Пример реализации предлагаемого способа.

Сборная эмульсия с установки подготовки нефти смешивается с промывочной водой, содержащей реагент-деэмульгатор - дисольван 4411 из расчета 100 г/т и с доведением общего содержания водной фазы в системе до 75 %. Температура смеси - 30 °С. Затем эмульсия перемешивается в смесителе с высокой интенсивностью 3000 об/мин в течение 3 минут, при котором происходит разрушение обратной эмульсии с обращением фаз. Затем эмульсия нагревается до 70 °С при перемешивании, соответствующем интенсивности перемешивания эмульсии в трубопроводе, и ставится на отстой. При этом происходит отделение избытка водной фазы, очистка водной фазы от эмульгиро­ванной нефти и дополнительное обезвоживание нефтяной фазы.

Сравнительные данные по остаточному содержанию нефтепро­дуктов в дренажной воде после отстоя с предварительным нагревом и без него приведены в таблице 1.

Описанная технология позволяет увеличить глубину разруше­ния и обезвоживания нефтяной фазы и улучшить качество дренажных вод по сравнению с известным способом [8].

Таблица 2

Сравнительные данные по остаточному содержанию нефтепродуктов в дренажной воде после отстоя с предварительным нагревом и без него

Т ехнология с инверсией фаз характеризуется возможностью бо­лее эффективного использования реагента-деэмульгатора с уменьше­нием затрат на подготовку нефти и дренажных вод. Установлено, что водорастворимые реагенты-деэмульгаторы являются наиболее эф­фективными при подготовке эмульсий с повышенным содержанием механических примесей по технологии с инверсией фаз. Кроме того, технология с инверсией фаз осуществляется при интенсивном переме­шивании, и особое значение приобретают условия совместной подго­товки нефти и воды, т.е. на первой стадии необходимо разрушить стойкую эмульсию воды в нефти с обращением фаз, а на второй - раз­рушить и подготовить к расслоению тонкодисперсную прямую эмуль­сию нефти в воде. Поэтому предлагаемый способ предназначен, глав­ным образом, для использования в технологии разрушения эмульсии с обращением фаз.

Слайд 1: Установка предварительного сброса пластовой воды

Для интенсификации процесса разделения газа, нефти и воды к сборному коллектору подключается дозировочный насос, подающий ПАВ – деэмульгатор.

Слайд 2: Аппарат обезвоживания нефти

Достигается многократное снижение скорости потока жидкости при входе в аппарат (до 1/32 от первоначальной). Повышается глубина очистки нефти и улучшается качество сбрасываемой сточной воды

Слайд 3: Электродегидратор 1ЭГ-160