DSC06890.ВОРД.. T Fx л

• Название: T Fx л
• Дата: 30.03.2022
• Размер: 7.55 Mb.
• Имя файла: DSC06890.ВОРД..doc
• Тип: Курс лекций; #428334
• страница: 4 из 16

«Г”⁴**,


Л?

33

Пеногаситель должен не растворяться, а диспергироваться и пенящейся жидкости и иметь вязкость не ниже 210 ³ м²/с. Поверхностное натяжение (на границе с паром) у пеногасителя должно быть меньше, чем у лепящейся жидкости. Силиконовые пеногасители для эффективного их использования в нефтях не должны быть чувствительны к содержанию влаги (растворенной 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 3 - 5 1СГ⁵ % от общего количества добытой нефти. Благодаря использованию силиконов производительность оборудования при добыче нефти может возрасти более чем на 60 %. Кроме того, применение 3 - 5-1О“⁵ % полиметилсилоксана на нефтеперекачивающих станциях позво­ляет улучшить работу насосов и снизить пульсацию трубопроводов.

Добавка 2-1O ⁵ % антипенной присадки к мазуту предотвращает его вспенивание. Добавка 2,5-10 ³ % силиконового антивспенивателя в смазоч­ные масла и консистентные смазки улучшает их эксплуатационные свойства.

Силиконовые добавки в нефть (20-10 ⁴ %) значительно облегчают пуск и работу установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти, предотвра­щая срыв всасывания насосов.

Опыт использования силиконовых пеногасителей на промыслах Вене­суэлы показывает, что чем выше плотность нефти, тем больше необходи­мость применения силиконов. При добыче маловязких нефтей низкой плот­ности использование пеногасителей не обязательно, тогда как для некоторых высоковязких (парафинистых) нефтей плотностью 850 - 870 кг/м³ может тре­боваться добавка пеногасителей.

Иногда для снижения ценообразования можно прибегнуть к подог реву особенно тяжелых и парафинистых нефтей. Однако наиболее надежным спо­собом является подогрев вместе с закачкой силиконовой антипенной присад­ки. Для тяжелой нефти месторождений Бачакеро (Венесуэла) было найдено,3 4

что наиболее целесообразно использовать пеногаситель с вязкостью 125 10 ⁴ м²/с. Закачивать пеногаситель в нефть лучше всею в наиболее уда­ленной от сепаратора точке, что гарантирует максимальное диспергирование закачиваемой антипенной присадки. Для растворения силиконовой антипен- ной присадки применяли газойль или керосин, которые перекачивали цен­тробежным насосом с электроприводом. Силиконы небольшими дозами по­давали на всасывающую линию насоса, и циркуляцию поддерживали до тех пор, пока не достигалась достаточная степень смешивания. Было найдено, что наиболее эффективным соотношением газойля и силикона является 10:1.

В Советском Союзе также имелся опыт успешного применения анти- пенных присадок в различных технологических процессах.

Наибольшим распространением (таблица 4.1) пользуется присадка ПМС-200А, которую используют как антипенную присадку к маслам для предупреждения их вспенивания в двигателях внутреннего сгорания (добавка 0,002 %) и увеличения их КПД ПМС-200А добавляют в ректификационные колонны и битумные составы (1 -10⁴—2-10 ⁴ %); используют с успехом в про­изводстве алкилфенольных присадок МНИИП-22к, ВНИИНП-360, для гаше­ния пены при наливах битумов в танкеры.



Таблица 4.1 - Основные характеристики антипенных присадок

35

Лекция 5. НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ И ИХ СВОЙС Т ВА Скважинная продукция представляет собой смесь [ аза, нефти и воды.

Вода и нефть при этом образуют эмульсии.

Эмульсией называется дисперсная система, состоящая из 2-х (или не­

скольких) жидких фаз, т. е. одна жидкость содержится в другой во взвешен­

ном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (гло­

бул).

Жидкость, в которой распределены глобулы, называются дисперсион­ной средой или внешней фазой.

Жидкость, которая распределена в дисперсионной среде, называегся дисперсной или внутренней фазой.

Условием образования дисперсной системы является практически пол­ная или частичная нерастворимость вещества дисперсной фазы в среде. По­этому вещества, образующие различные фазы, должны сильно различаться по полярности. Наибольшее распространение получили эмульсии, в которых одной из фаз является вода. В этих случаях вторую фазу представляет непо­лярная (или малополярная) жидкость, называемая в общем случае маслом. В нашем случае - это нефть.

1. 
   ПРИЧИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
   

Считается, что в пластовых условиях диспергирование (дробление) га­зонефтеводяных систем практически исключается. Глубинные пробы жидко­сти, отобранные у забоя скважины, как правило, состоят из безводной нефти и воды, в то время как на поверхности отбирают высокодиспереную эмуль­сию.

При подъеме нефти и понижении давления газ выделяется с такой энергией, что ее вполне достаточно для диспергирования пластовой воды.

Стойкость эмульсий зависит от способа добычи нефти.

Фонтанные скважины: наибольшее перемешивание нефти и поды про- К*

исходит в подъемных трубах и при прохождении нефтегазовой смеси через штуцеры. Для снижения эмульгирования нефти.







36

1. 
   Штуцер устанавливают на забое скважины. Перепад давления в этом случае в штуцере значительно меньше, чем при установке его на поверхно­сти. Как следствие - уменьшается перемешивание. Однако сложности спус­ка, замены и регулирования забойных штуцеров ограничивают возможность их широкого применения.
   
2. 
   При установке штуцера на поверхности степень перемешивания может быть уменьшена, если в сепараторах, расположенных после штуцера, поддерживать повышенные давления, т. е. снизить перепад давления в шту­цере.
   

Интенсивность перемешивания нефти с водой также влияет на образо­вание и стойкость эмульсии. Замечено, что при механизированных способах добычи наиболее устойчивые водонефтяные эмульсии образуются при ис­пользовании электроцентробежных насосов (перемешивание продукции в рабочих колесах). При использовании штанговых и винтовых насосов обра­зуются менее стойкие эмульсии.

При компрессорном способе добычи получаются эмульсии крайне вы­сокой стойкости из-за того, что происходит окисление нафтеновых кислот с образованием соединений, которые являются эффективными эмульгаторами.

В дальнейшем при движении газированных обводненных нефтей в сис­теме сбора также возможно образование эмульсий. Основной причиной здесь является энергия турбулентного потока. Высокие перепады давления, пуль­сация газа, наличие штуцирующих устройств, задвижек, поворотов и фитин­гов способствуют повышению турбулентности потока и интенсивному дис­пергированию воды в нефти.

Отложения парафина на стенках трубопровода влияют на образование эмульсий, уменьшая его сечение, увеличивают скорость потока и усиливают диспергирование воды в нефти.

Э тот процесс (диспергирование) также происходит и при штуцирова- нии обводненной нефти.

Применяемая технология разгазирования, в частности сепараторы, имеющие насадки — диспергаторы, также влияет на образование нефтяных эмульсий.

Таким образом, нефтяные эмульсии могут образовываться только при затратах энергии:

1. 
   энергии расширения газа;
   
2. 
   механической энергии;
   
3. 
   энергии силы тяжести.
   

2. 
   ТИПЫ ЭМУЛЬСИЙ
   

Существуют два основных типа эмульсий; дисперсии масла в воде (М/В) и дисперсии воды в масле (В/М).

Нефтяные эмульсии:

1. 
   Первый тип — прямые эмульсии, когда капли нефти (неполярная жидкость), являются дисперсной фазой и распределены в воде (полярная жидкость) — дисперсионной среде. Такие эмульсии называются «нефть в во­де» и обозначаются Н/В.
   
2. 
   Второй тип — обратные эмульсии, когда капельки воды (полярная жидкость) — дисперсная фаза — размещены в нефти (неполярная жидкость), являющейся дисперсионной средой. Такие эмульсии называются «вода в нефти» и обозначаются В/Н.
   
3. 
   Множественная эмульсия — это такая система, когда в сравнительно крупных каплях воды могут находиться мелкие глобулы нефти, или в круп­ных каплях нефти находятся мелкие глобулы воды. Дисперсная фаза сама яв­ляется эмульсией, и может быть как прямого, так и обратного тина.
   

Т акие эмульсии обычно имеют повышенное содержание механических примесей. Они образуются в процессе деэмульсации нефти и очистки сточ­ных вод на границе раздела фаз нефть вода и составляю! основу так назы­ваемых ловушечных (или амбарных) нефтей, чрезвычайно плохо разрушае-
38

мых известными методами. Поэтому и настоящее время актуальна разработка эффективных методов разрушения множественных нефтяных эмульсий.

Свойства нефтяных эмульсий влияют на технологические процессы добычи нефти, внутрипромыслового транспорта, сепарации, предварительно­го обезвоживания, деэмульсации (разрушения эмульсий), очистки и подго­товки нефтепромысловых сточных вод.

Тип эмульсии устанавливается по свойствам ее дисперсионной среды.

Эмульсии типа Н/В (вода - внешняя фаза) смешиваются с водой в лю­бых соотношениях и обладают высокой электропроводностью.

Эмульсии В/Н смешиваются только с углеводородной жидкостью и не обладают заметной электропроводностью. Тип эмульсий в разбавленных эмульсиях определяется чаще всего объемным соотношением фаз - дисперс­ную фазу образует вещество, находящееся в системе в меньшем количестве.

В промысловых условиях о количестве воды в эмульсиях судят обычно по их цвету: эмульсии, содержащие до 10 % воды, по цвету не отличаются от безводной нефти; эмульсии, содержащие 15 — 20 % воды, имеют цвет от ко­ричневого до желтого; эмульсии содержащие более 25 % воды — желтые.

3. 
   ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ
   

Энергия, затраченная на образование эмульсии, концентрируется на границе раздела фаз в виде свободной поверхностной энергии и называется поверхностным (или межфазным) натяжением, ег. Капли жидкой дисперсной фазы при этом приобретают сферическую форму, г. к. сфера обладает наи­меньшей поверхностью при данном объеме:

F



а — это удельная работа образования поверхности. |<т] — эрг/см²; Дж/м²; Н/м; дин/см. (cr=P/2L).

Из физики: а — это сила, стягивающая гипотетическую пленку на по­верхности жидкости и противодействующая ее растяжению, т. е. величина а — определяется работой против сил молекулярного взаимодействия.

39

Величина a - важнейшая молекулярная константа вещества (при 7=const), характеризующая полярность жидкости.

Поэтому полярные жидкости с сильным межмолекулярным взаимодей­ствием (ММВ) имеют высокие значения ст: вода ст - 72,5 эрг/см², а для слабо­полярного гексана а = 18,4 эрг/см². Таким образом, создание новой межфаз­ной поверхности требует затраты энергии на преодоление сил ММВ