Условия притока жидкости и газа в скважину

РАЗВИТИЕ СИСТЕМ СОВМЕСТНОГО СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

Совместное движение нефти и газа по трубопроводам неразрывно связано с равитием закрытой системы эксплуатации месторождений. Сначала осуществлялось только до сепарационно-замерных установок, расположенных на расстоянии 200 – 300 м от устья скважин. При этом после разделения и замера количеств нефти и газа движение их продолжалось раздельно по самостоятельным трубопроводным коммуникациям. Нефть самотеком направлялась в емкости сборных пунктов и далее насосами перекачивалась в сырьевые резервуары, а газ компрессорами подавался на газобензиновый завод. Соответствующие этим признакам нефтегазосборные системы получили название систем раздельного сбора и транспорта нефти и газа. Они характеризуются низким давлением в нефтегазосборных трубопроводах, многочисленностью промежуточных технологических объектов и, как следствие этого, большой металлоемкостью, нерациональным использованием избыточной энергии пласта и значительными потерями газа и легких фракций нефти. В 1948 г. на промыслах объединения Азнефть стала внедряться новая прогрессивная система сбора нефти и газа, предложенная инженерами Ф. Г. Бароняном и С. А. Везировым.

Рисунок 2.1 – Система сбора нефти и газа Бароняна-Везирова

 

Основой этой схемы является совместный сбор и транспорт продукции всех нефтяных скважин (насосных, компрессорных и фонтанных) до промыслового сборного пункта под повышенным давлением порядка (5 – 6)·10⁵ н/м². По этой схеме протяженность выкидных линий и сборных коллекторов, по которым осуществляется совместный сбор и транспорт нефти и газа, составляет 2 – 3 км, а иногда на морских промыслах она достигает 7 – 8 км. Система нефтегазосбора Бароняна и Везирова по сравнению с раздельной системой сбора нефти и газа обеспечила значительное уменьшение потерь нефти и газа и сокращение расхода металла и денежных средств.

Если на устье фонтанных скважин 1 давление больше 0,6 МПа, то непосредственно у скважин устанавливают сепараторы 2, отделяющие нефтяной газ при давлении 0,5 – 0,6 МПа, который направляют на газораспределительный пункт для подачи на газобензиновый завод (ГБЗ).

Нефть от скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку 3, где поочередно измеряют дебит нефти и газа каждой скважины при давлении 0,4 – 0,5 МПа. К одной групповой установке подключают до восьми скважин.

От групповых установок продукция скважин поступает на сборный пункт. С помощью вакуум-компрессоров 9 продукцию глубинно-насосных скважин направляют в сепаратор 5, где происходит сепарация при давлении 0,1 МПа. Газ при этом осушают в осушителе газа 4 и направляют на прием компрессоров высокого давления 11 и после сжатия и отделения конденсата в сепараторе 10 подают в компрессорные скважины 13 или на ГБЗ. Нефть проходит горизонтальные отстойники 6, где от нее отделяется пластовая вода и песок, а затем поступает в сборные резервуары 7 для дополнительного отстоя. Газовое пространство отстойников и сборных резервуаров соединено с приемной линией вакуум-компрессоров, что предотвращает потери нефти от испарения.

На устье скважин или на групповых установках в продукцию скважин вводят реагент-деэмульгатор для лучшего отделения воды в отстойниках в зависимости от стойкости нефтяных эмульсий.

Из отстойников пластовая вода вместе с песком попадает в песколовки 8, где песок осаждается, а пластовая вода по лоткам направляется в нефтеловушку, в которой из воды улавливается нефть.

Нефть из сборных резервуаров с помощью насосов перекачивается на установку подготовки нефти, а если в этом нет необходимости, то в товарный парк.

Идея совместного сбора и транспорта продукции нефтяных скважин получила свое дальнейшее развитие в работах Грозненского нефтяного института и распространена на трубопроводы протяженностью, измеряемой десятками километров, и работающие под давлением, достигающим (60 – 70)·10⁵ н/м². В 1958 г. на промыслах объединения Грознефть был осуществлен первый промышленный эксперимент по совместной перекачке нефти и газа по трубопроводу диаметром 0,075 м и длиной 18 км с замером всех необходимых параметров. После соответствующей обработки экспериментальных данных и изучения условий работы трубопроводов, проложенных по сильно пересеченной местности, совместный транспорт нефти и газа стал применяться на всех новых месторождениях объединения Грознефть. Диаметры трубопроводов, по которым осуществляется совместный транспорт нефти и газа, стали достигать 0,5 м, а их протяженность 20 – 40 км. На всех новых месторождениях объединения Грознефть были внедрены высоконапорные системы с централизованной многоступенчатой сепарацией нефти и газа на сборных пунктах, рассчитанных на обслуживание нефтяных скважин одного или нескольких месторождений данного нефтегазоносного района. При любой другой системе сбора и перекачки такого количества нефтяного сырья пришлось бы проложить значительно больше трубопроводов и построить компрессорные и насосные станции.

Рисунок 2.2 – Система сбора нефти и газа Грозненского нефтяного института

1 – фонтанная скважина высокого давления; 2 – групповая замерная установка; 3 – сепаратор первой ступени; 4 – газоперерабатывающий завод; 5 – центральный сепарационный пункт; 6 – установка комплексной подготовки нефти

Расчет экономической эффективности применения высоконапорной системы на одном из месторождений объединения Грознефть показал, что после внедрения этой системы себестоимость нефти снизилась на 2,5 %, а газа на 30 %.

Рисунок 2.3 – Система сбора нефти и газа института Гипровостокнефть

 

Существенно модернизирована напорная герметизированная система нефтегазосбора Гипровостокнефти. Эта система нефтегазосбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа до участковых сепарационных установок, расположенных на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей до технологических установок по подготовке нефти и газа на расстояние до 100 км и более.

Кроме того, этой системой предусматривается использование энергии пласта или напора, создаваемого глубинными насосами, для бескомпрессорного транспортирования газа первой ступени сепарации на большие расстояния. Продукция нефтяных скважин подается на групповые замерные установки, на которых периодически замеряются дебиты скважин. Далее эта продукция по одному трубопроводу подается в сепараторы первой ступени, сгруппированные на участковых сепарационных пунктах. После сепарации первой ступени газ за счет давления в сепараторе направляется к потребителям, а нефть с оставшимся растворенным газом – на централизованный сборный пункт. На этом пункте осуществляются окончательная двухступенчатая сепарация нефти и газа, подготовка нефти к сдаче потребителю, переработка газа всех ступеней сепарации и подготовка сточных вод к закачке в пласты.

В результате многоступенчатой сепарации нефти и газа, применения высокопроизводительных гидроциклонных сепараторов, раздельного сбора чистой и обводненной нефти, герметичного способа деэмульсации газонасыщенных нефтей и других прогрессивных технических и технологических решений достигнуто уменьшение капитальных вложений на строительство сепарационных установок в 3 – 5 раз и значительное сокращение расходов на подготовку нефти.

Институтом Татнефтепроект показана эффективность развития совместного сбора и транспорта нефти и газа в условиях низких буферных давлений и механизированной добычи нефти, запроектирована для месторождений Татарии напорная нефтегазосборная система с применением дожимных насосно-компрессорных станций в двух вариантах: когда расстояние до газобензинового завода не превышает 30 – 40 км и когда оно может достигать 80 – 100 км. Принципиальной разницы между этими вариантами нет. Отличаются только давления в сепараторах первой ступени. В первом варианте эти давления составляют ( 4 – 5)·10⁵ н/м², а во втором – (7 – 10)·10⁵ н/м².

По этой схеме продукция скважин при давлении на буфере (4 – 5)·10⁵ н/м² сначала поступает на групповые автоматизированные замерные установки, рассчитанные на обслуживание от 18 до 24 скважин, и далее на дожимные насосно-компрессорные станции. Газонефтяная смесь насос-компрессорами подается в сепараторы первой ступени, расположенные на расстоянии 5 – 8 км от станции. Отделившийся газ под давлением сепаратора направляется на газобензиновый завод, а нефть, с оставшимся в ней газом, транспортируется по трубопроводу протяженностью 6 – 10 км на промысловый сборный пункт, где осуществляются вторая ступень сепарации и соответствующая подготовка нефти. Если давление на устьях скважин достаточно высокое, то их продукция поступает в сепараторы под собственным давлением.

15. ГРУППОВЫЕ ЗАМЕРНЫЕ УСТАНОВКИ

Для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважины или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций применяют блочные автоматизированные групповые замерные установки, в основном двух типов: «Спутник А» и «Спутник Б».

Примеры модификации установок первого типа: «Спутник А-8-400», «Спутник А40-14-1500», «Спутник А-40-14/400».

В указанных шифрах первая цифра обозначает рабочее давление в кгс/см², на которое рассчитана установка, вторая – число подключенных к групповой установке скважин, третья – наибольший измеряемый дебит в м³/сут.

«Спутник А» состоит из двух блоков: замерно-переключающего блока, КИП и автоматики.

Принципиальная схема установки «Спутник А» приведена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 – Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки «Спутник А»

 

Продукция скважин по выкидным линиям 1, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин типа ПСМ-1М, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора.

В переключателе ПСМ-1М продукция одной из скважин через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 направляется в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где газ отделяется от жидкости. Газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ПЗ, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3.

Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается, и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня ЗП открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости.

Измеряемый дебит скважины (в м³) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от счетчика ТОР-1.

Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1, и в системе гидравлического управления повышается давление. Гидроцилиндр переключателя ПСМ-1 под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий – дебита скважины, способов добычи, состояния разработки месторождения.

В установке «Спутник А» турбинный счетчик расхода одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. При отсутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики об отсутствии за определенный период сигналов от счетчиков ТОР-1.

Аварийная блокировка скважин в установке происходит при давлении в общем коллекторе выше допустимого. В этом случае датчик давления ДД, установленный на общем коллекторе, воздействует на клапан КСП-4, давление в системе гидравлического управления отсекателей ОКГ-З и ОКГ-4 падает, и они перекрывают трубопроводы 2 и 4.

Срабатывание отсекателей приводит к повышению давления в переключателе ПСМ-1 и выкидных линиях и к остановке скважин: фонтанных – за счет отсекателей, установленных на выкиде; механизированных – за счет отключения электропривода.

На установках типа «Спутник Б» принцип измерения продукции скважин тот же. Примеры обозначения их модификаций: «Спутник Б-40-14/400», «Спутник Б-40-24/400». Первая модификация рассчитана на подключение 14 скважин, вторая – 24.

В отличие от «Спутника А» в «Спутнике Б» предусмотрены: возможность раздельного сбора обводненной и не обводненной продукции скважин, определение содержания воды в ней, измерение количества газа, а также дозирование химических реагентов в поток нефти и прием резиновых шаров, запускаемых на скважинах для депарафинизации выкидных линий.

Для измерения количества продукции малодебитных скважин находят применение: установки типа БИУС-40; «Спутник АМК-40-8-7,5; АСМА; АСМА‑СП‑40-8-20; АСМА-Т; Микрон» и др.

Установки типа БИУС-40 (рис. 4.2) разработаны в четырех модификациях БИУС-40-50, БИУС-40-2-100, БИУС-40-3-100 и БИУС-40-4-100 для подключения собственно одной, двух, трех и четырех скважин.

Установка БИУС-40 состоит из технологического блока и блока управления.

Рисунок 4.2 – Принципиальная схема установки БИУС-40

 

Газожидкостная смесь по выкидному коллектору скважин и трубопроводу 11 поступает в сепарационную ёмкость 1, где происходит отделение газа от жидкости. Газ отводится в выходной трубопровод 9 и смешивается с жидкостью. Расход газа для замера газового фактора, определяется переносным дифманометром по диафрагме 4. При определенном уровне накопленной в сепараторе жидкости поплавок через систему рычагов перекрывает заслонку 3 на газовой линии и давление в сепараторе повышается. При достижении перепада давления между сепаратором и выходным трубопроводом, установленного регулятором расхода 15, клапан последнего открывается и жидкость под избыточным давлением продавливается через счетчик ТОР-1-150 16 в выходной трубопровод.

Регулятор расхода, независимо от дебита подключенной скважины, обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с расходами, указанными в документации счетчика. При определенном нижнем уровне поплавок через систему рычагов открывает заслонку, давление в сепараторе снижается, клапан регулятора расхода перекрывает нефтяную линию и цикл повторяется. Счетчик ТОР-1-50 интегратором суммирует замеренные сливаемые порции жидкости и преобразовывает их объёмы в электрический сигнал, регистрируемый в счетчике блока управления. При повышении или понижении допустимого давления на установке электро-контактный манометр 14 с блоком управления формирует аварийный сигнал, загорается лампочка в блоке управления, и при наличии КП телемеханики сигнал может передаваться в диспетчерский пульт. Предохранительный клапан 2 не допускает превышение рабочего давления внутри емкости. Обогреватель 8 и вентилятор 10 обеспечивают в зимнее время нормальную работу установки. Перегородка 5 и сетка 17 защищает турбинку счетчика от инородных тел. Инородные тела и парафин, накопленные в грязевом отсеке, периодически сбрасываются через задвижку 6 в выходной трубопровод. Решетка 18 служит для очистки газа от капельной жидкости. При необходимости отключения установки продукция скважины направляется по байпасу закрытием задвижек 13 и 7 и открытием задвижки 12.

 

4.1 РАЗГАЗИРОВАНИЕ НЕФТЕЙ

Процесс разгазирования нефтей может происходить уже непосредственно в пластовых условиях при понижении давления в пласте ниже давления насыщения. В дальнейшем этот процесс более интенсивно проявляется при движении нефти по стволу скважины, в нефтесборных трубопроводах, депульсаторах, сепараторах I и II ступени, а также в аппаратах промежуточной и концевой ступени сепарации после термохимических и термоэлектрохимических установок по обезвоживанию или обессоливанию нефти.

При разгазировании нефтей для каждых условий (давления и температуры), поддерживаемых на определенном участке системы сбора или подготовки нефти, сохраняется определенное соотношение между газообразной и жидкой фазами, обычно выражаемое через рабочий газовый фактор (или газовое число):

G0=Vт/Vн,

где V_т – объем газа в нормальных кубических метрах, выделившийся из объема нефти V_н при р и Т в трубопроводе (или сепараторе).

Эта характеристика имеет важное значение во многих технологических процессах, в частности, например, для определения минимально допустимых значений давления в системе сбора и транспортирования газонефтяных смесей, исключающих крупномасштабные пульсации потока, расчетов параметров работы сепарационных установок и установок подготовки нефти.

Чем выше давление и ниже температура перекачки при данном газовом факторе системы, тем меньше газовый фактор G₀.

Процесс разгазирования нефтей, который происходит без отведения газа или жидкости из системы, называется контактным или однократным процессом разгазирования. При этом суммарный состав системы нефть – газ остается постоянным, так как обе фазы все время контактируют. На сепарационной установке нефтяной газ от ступени к ступени обогащается тяжелыми фракциями, хотя суммарный объем газа выделившегося из нефти, меньше, чем при однократном контактном разгазировании.

Считают, что выделение газа из нефти в пористой среде (пласте) приближается к дифференциальному процессу, тогда как разгазирование нефти в подземных трубах и промысловых коммуникациях и аппаратах близко к контактному процессу.

 

 

4.2 ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ НА ГРАНИЦЕ НЕФТЬ – ГАЗ

Поверхностное натяжение системы – это сила внутреннего давления, втягивающая молекулу внутрь жидкости и направленная перпендикулярно к её поверхности.

Внутреннее давление жидкости – это следствие межмолекулярного взаимодействия. Чем полярнее вещество, тем силы взаимодействия молекул выше и тем больше поверхностное натяжение 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 t = 20 °C, а бензола – (28,9·10^–3 Дж/м²).

Сила, действующая на единицу длины границы раздела фаз и обусловливающая сокращение поверхности жидкости, называется силой поверхностного натяжения, или просто поверхностным натяжением (Н/м). Для того чтобы увеличить поверхность жидкости, необходимо затратить работу, связанную с преодолеванием сил внутреннего давления. При повышении температуры поверхностное натяжение жидкостей снижается приближенно по прямолинейному закону. При критической температуре исчезает различие между граничащими фазами, и поверхностное натяжение становится равным нулю.

Следовательно, чем легче нефти подвергаются процессу разгазирования, тем меньшим поверхностным натяжением они обладают на границе с газом.

 

4.3 ПЕНИСТОСТЬ НЕФТЕЙ

Замечено [4], 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 окклюдированного газа.

Объяснение снижения эффективности работы сепарационного оборудования авторы [4, 5] видят в том, что появление слоя пены на границе контакта нефть – газ затрудняет процесс испарения нефти. При определенной высоте этого слоя кинетическая энергия пузырьков газа может быть недостаточной для преодоления механической прочности структурированных пленок нефти, образующих каркас пены. Это приводит к ее дальнейшему 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. применении соответствующих конструкций сепарационных установок) иногда исключает образование повышенного слоя пены на границе контакта нефть – газ.

Для некоторых газированных нефтей эффективная работа сепарационных установок возможна только после их предварительной обработки в системе сбора специально подобранными реагентами – антипенными присадками.

 

4.4 ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ПЕНООБРАЗОВАНИЯ

Пены – высококонцентрированные дисперсные системы, газообразная дисперсная фаза которых составляет 99 % и более от общего объема системы, а жидкая дисперсионная среда распределяется между деформированными плотно упакованными пузырьками или ячейками газа в виде пленок различной толщины.

Все жидкости обладают той или иной пенообразующей способностью. Однако устойчивость образующейся пены для различных жидкостей может колебаться от долей секунды до многих суток.

Еще в 1880 г. Квинке установил, что «чистые» жидкости не образуют устойчивой концентрированной пены.

Специфика действия антипенных присадок, в частности, силиконовых, в углеводородных средах еще недостаточно исследована. Но существуют определенные требования, которых следует придерживаться при подборе или создании эффективной антипенной присадки для борьбы с пенообразованием углеводородных систем, 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 (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 – 5·10^–5 % от общего количества добытой нефти. Благодаря использованию силиконов производительность оборудования при добыче нефти может возрасти более чем на 60 %. Кроме того, применение 3 – 5·10^–5 % полиметилсилоксана на нефтеперекачивающих станциях позволяет улучшить работу насосов и снизить пульсацию трубопроводов.

Добавка 2·10^–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 подогреву 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, что наиболее 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 присадки. Для растворения силиконовой антипенной 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 имеется опыт успешного применения антипенных 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 к. п. д. ПМС-200А добавляют в ректификационные колонны и битумные составы (1·10^–4—2·10^–4 %); используют с успехом в производстве алкилфенольных присадок МНИИП-22к, ВНИИНП-360, для гашения пены при наливах битумов в танкеры, в качестве пеногасителя в процессах вакуумной разгонки нефти, обезвоживания отгонов нефти и мазутов.

 

Таблица 4.1 – Основные характеристики антипенных присадок

Марки	Плотность при 20 °С, кг/м3	Вязкость при 20°С, (10–6 м2/с)	Температура, °С
вспышки, не выше	застывания, не ниже
ПМС-15		13,5 – 16,6		– 60
ПМС-2500				– 60
МРТУ-6-02-294-64
ПМС-5000				– 50
МРТУ-6-02-294-64
ПМС-200А	–			– 60
МРТУ-6-02-280-63
ПМС-1000А		950 – 1050		– 60

 

16. НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ И ИХ СВОЙСТВА

Скважинная продукция представляет собой смесь газа, нефти и воды. Вода и нефть при этом образуют эмульсии.

Эмульсией называется дисперсная система, состоящая из 2-х (или нескольких) жидких фаз, т.е. одна жидкость содержится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул).

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

Жидкость, которая распределена в дисперсионной среде, называется 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.

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 высокодисперсную 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 воды происходит в подъемных трубах и при прохождении нефтегазовой смеси через штуцеры. Для снижения эмульгирования нефти:

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.

Этот процесс (диспергирование) также происходит и при штуцировании 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.

 

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 типа.

Такие эмульсии обычно имеют повышенное содержание механических примесей. Они образуются в процессе деэмульсации нефти и очистки сточных вод на границе раздела фаз нефть-вода и составляют основу так называемых ловушечных (или амбарных) нефтей, чрезвычайно плохо разрушаемых известными методами. Поэтому в 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.

ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ

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

,

σ – это удельная работа образования поверхности. [ σ ] = эрг/см²; Дж/м²; Н/м; дин/см. (s=Р/2L).

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

Величина σ – важнейшая молекулярная константа вещества (при Т =const), характеризующая полярность жидкости.

Поэтому полярные жидкости с сильным межмолекулярным взаимодействием (ММВ) имеют высокие значения σ: вода σ = 72,5 эрг/см², а для слабополярного гексана σ = 18,4 эрг/см². Таким образом, создание новой межфазной поверхности требует затраты энергии на преодоление сил ММВ и значительная часть этой энергии накапливается на межфазной границе в виде избыточной поверхностной энергии. Поэтому молекулы, находящиеся на поверхности раздела фаз являются «особенными» по своему энергетическому состоянию.

 

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

Применение реагентов-деэмульгаторов является самым эффективным методом разрушения нефтяных эмульсий (НЭ).

Для разрушения нефтяных эмульсий необходимо разрушить структурно-механический барьер на поверхности капель.

Разрушить такой барьер можно введением в систему более поверхностно-активных веществ, чем природные эмульгаторы. Такие вещества называются реагентами-деэмульгаторами.

Итак, деэмульгатор – это также ПАВ. ПАВ концентрируются на поверхности раздела фаз, вызывая снижение поверхностного (межфазного) натяжения. Поверхностная активность реагента-деэмульгатора должна быть много выше поверхностной активности природных эмульгаторов.

По типу гидрофильных групп различают ионогенные и неионогенные деэмульгаторы (ДЭ).

Ионогенные – диссоциируют в растворе на ионы, один из которых поверхностно-активен, а другой – нет. В зависимости от знака заряда иона ПАВ делят на анионные, катионные и амфотерные.

Первыми деэмульгаторами были соли карбоновых кислот, позднее – сульфопроизводные: НЧК – нейтрализованный черный контакт. Это соли водорастворимых сульфокислот; НКГ – нейтрализованный кислый гудрон. Расход таких деэмульгаторов составляет 3 – 7 кг/т (нефти).

Неионогенные – молекулы ПАВ не диссоциируют в растворе и сохраняют электрическую нейтральность. Их получают присоединением окиси этилена CH₂OCH₂ к органическим веществам с подвижным атомом водорода: кислоты, спирты, фенолы и др.

Расход неионогенных деэмульгаторов составляет 40 – 50 г/т.

Отечественные деэмульгаторы: проксанолы, проксамины, дипроксамин 157.

Проксанолы – это продукты последовательного присоединения окиси пропилена, а затем окиси этилена к гидроксильным группам пропиленгликоля.

Проксанолы 146 и 186 при обычной температуре – мазеобразные светло-желтые пасты, при легком нагреве переходят в вязкие жидкости, растворимы в воде. Применяют в виде 2 – 3 %-ых водных растворов.