Понятие о реагентах-деэмульгаторах нефтяных эмульсий.

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 33Следующая ⇒

Устойчивость нефтяных эмульсий определяется образованием на поверхности капель дисперсной фазы абсорбционных оболочек с высокой структурной вязкостью. К веществам, способным образовывать такие оболочки в эмульсиях типа вода в нефти, относятся смолы, асфальтены, высокоплавкие парафины.
Состав защитных слоев нефтяных эмульсий различен. Кроме основных стабилизаторов — смол и асфальтенов — в них входят: соли нафтеновых кислот и тяжелых металлов; микрокристаллы парафина и твердые частицы минеральных и углистых суспензий, порфириты и их окислы, содержащие тяжелые металлы и т. д. Эти защитные слои на поверхности капель препятствуют уменьшению толщины пленки при сближении капель и тем самым предотвращают процесс их слияния.
Для того чтобы осуществить процесс расслоения устойчивой нефтяной эмульсии, необходимо устранить структурно-механический барьер на поверхности капель со стороны дисперсионной среды. Разрушить такой барьер можно только введением в систему поверхностно-активных веществ (ПАВ), именуемых реагентами-деэмульгаторами.
При введении реагента-деэмульгатора в нефтяную эмульсию на границе раздела фаз нефть — вода протекают следующие процессы. Молекулы реагента-деэмульгатора, обладая большей активностью, чем природные стабилизаторы нефтяных эмульсий, вытесняют последние с границы раздела фаз нефть - вода.
Образующиеся на их месте абсорбционные слои из молекул деэмульгатора практически не обладают заметными структурно-механическими свойствами, что создает возможность для слияния капель воды при их контакте друг с другом.
Адсорбция молекул реагента-деэмульгатора на поверхности капель снижает межфазное натяжение на границе раздела нефть-вода, что улучшает при дополнительном воздействии на капли, их взаимное слияние. Таким дополнительным воздействием может служить электрическое поле, под действием которого капли воды поляризуются и притягиваются друг к другу противоположно заряженными полюсами. Для облегчения сближения капель применяют подогрев эмульсии, благодаря чему снижается вязкость нефти, и скорость движения капель воды при их сближении возрастает.
Реагенты-деэмульгаторы, используемые для разрушения нефтяных эмульсий, подразделяют на две группы: ионогенные и неионогенные. Ионогенные деэмульгаторы в водных растворах диссоциируют на ноны. В зависимости от того, какие ионы (анионы или катионы) являются поверхностно-активными, ионогенные деэмульгаторы подразделяются на анионактивные и катионактивные. Неионогенные деэмульгаторы не диссоциируют на ионы в водных растворах. Ионогенные деэмульгаторы, такие как нейтрализованный черный контакт (НЧК) и нейтрализованный кислый гудрон (НКГ), применявшиеся ранее для подготовки нефти, имеют существенные недостатки:

- при взаимодействии с пластовой водой образуют твердые вещества, выпадающие в осадок (гипс, гидрат окиси железа и др.),

- являются эмульгаторами для эмульсий типа нефть в воде, что ухудшает качество воды,

- имеют большой удельный расход (0, 5—3 кг/т).

Поэтому ионогенные деэмульгаторы в настоящее время почти не используются.
Неионогенные деэмульгаторы синтезируют на основе продуктов реакции окиси этилена или окиси пропилена со спиртами, жирными кислотами и алкилфенолами. Удлинение оксиэтиленовой цепи повышает растворимость деэмульгатора в воде за счет увеличения гидрофильной (водорастворимой) части молекулы. Если заменить окись этилена окисью пропилена, то можно существенно повысить растворимость деэмульгатора в нефти, не нарушая его гидрофильных свойств. Неионогенные деэмульгаторы не взаимодействуют с растворенными в пластовой воде солями металлов и не образуют твёрдых осадков. Удельный расход их значительно ниже, чем ионогенные (5—50 г/т).
Новые деэмульгирующие материалы не чистые вещества, а смесь полимеров разной молекулярной массы с различными гидрофобными свойствами. Поэтому они обладают гораздо более широким диапазоном растворимости в различных нефтях или в пластовых водах различной минерализации. Неионогенные деэмульгаторы подразделяются на водорастворимые и маслорастворимые (нефтерастворимые). Подбор деэмульгатора осуществляют в зависимости от эмульсионности нефти и эффективности реагента.

3.4.Технология применения деэмульгаторов в процессах промысловой подготовки нефти.

С появлением надежных и точных дозирующих насосов на месторождениях наибольшее применение нашла подача неразбавленного реагента. Для этого требуются несложные установки, состоящие в основном из небольшого дозировочного насоса и бачка с чистым реагентом. Специальных устройств для смешения в виде лабиринтов в трубах или смесительных соединений не требуется, так как за счет турбулентности потока до поступления смеси на установку достигается ее хорошее перемешивание.
Если проба эмульсии, взятая непосредственно перед поступлением на установку по подготовке нефти, разрушается без дополнительного встряхивания, это значит, что перемешивание реагента произошло полное и место подачи его в поток выбрано правильно. Если же для достижения видимого разрушения эмульсии необходимо встряхивание, это указывает на недостаточное перемешивание реагента с эмульсией, а также на то, что место ввода его в линию необходимо отнести дальше от установки подготовки нефти. Хотя традиционное место ввода деэмульгатора – установка промысловой подготовки нефти, но высокая эффективность ранней обработки водонефтяной эмульсии стимулирует подачу химического реагента непосредственно в скважину. Однако при этом необходимость химической обработки скважинной продукции, поступившей на установку, не исключается, но суммарный расход реагента снижается, а эффективность процесса повышается. Ввод деэмульгатора в обеих точках осуществляется в этом случае одновременно, т.е. использование скважины как объекта ввода деэмульгатора не исключает необходимости химической обработки на установке. Непосредственно в скважины реагент может подаваться на забой через затрубное пространство или в выкидную линию. Процесс ввода деэмульгатора на забой скважины с целью предотвращения образования стойких нефтяных эмульсий получил название внутрискважинной деэмульсации. При газлифтной эксплуатации скважин наиболее целесообразно подавать реагент вместе с рабочим агентом. Для этой цели химический реагент с помощью дозировочного насоса вводят в газовую линию. В настоящее время в зависимости от конкретных условий нефтяных месторождений и от принятой системы сбора реагент вводится:

- в поток на скважинах;

- на групповых замерных установках;

- на дожимных насосных станциях;

- на установках предварительного сброса воды;

- на центральных пунктах перед установкой подготовки нефти.

Наибольшее распространение получила схема подачи деэмульгатора, сочетающая в себе два процесса:

1. предварительное обезвоживание с доведением остаточной воды в нефти до величины не более 10%;

2. глубокое обезвоживание и обессоливание, после которого содержание остаточной воды не более 1, 0%.

В связи с этим реагент подается в первом случае перед узлом сепарации на установке предварительного сброса воды (УПСВ), а во втором непосредственно перед установкой подготовки нефти. Подача реагента осуществляется с помощью дозировочных установок.

Оборудование для дозирования реагентов.

Блок БР-2, 5

Блок для дозирования реагентов БР-2, 5 предназначен для приготовления, а также дозирования чистых деэмульгаторов и ингибиторов коррозии и может устанавливаться на групповых замерных установках или установках по подготовке нефти. Блок БР-2, 5 состоит из рамы-саней, теплоизолированной будки, технологической емкости, шестеренного насоса РЗ-4, 5а, плунжерного дозировочного насоса НД-0, 5Р-2, 5/400, электрообогревателей, вентилятора, запорно-регулирующей арматуры, системы контроля и управления.

Принципиальная технологическая схема блока представлена на рис.3.2. Технологическую емкость заправляют химическим реагентом или ингибитором коррозии с помощью шестеренного насоса 3. В случае же применения обоих реагентов предусмотрена обводная линия от технологической емкости на прием шестеренного насоса, по которой осуществляется их перемешивание рециркуляцией потока по линии " емкость-насос-емкость".

Внутри технологической емкости 1 установлен электронагреватель 5 мощностью 3, 75 кВт, который поддерживает температуру реагента 60 ⁰С с целью снижения его вязкости и обеспечения равномерного заполнения цилиндра дозировочного насоса 4. Сверху емкости предусмотрен смотровой люк 2, снабженный крышкой. Дозировочный насос непрерывно подает реагент в технологический трубопровод.

Рис.3.2. Технологическая схема блока для дозирования реагентов БР-2, 5

Система контроля и регулирования блока БР-2, 5 осуществляет контроль предельных уровней реагента в емкости, при достижении которых отключаются электродвигатели дозировочного или шестеренчатого насосов, и контроль (при помощи электроконтактного манометра) давления нагнетания дозировочного насоса, при превышении которого также отключается электродвигатель. Все оборудование установок (рис.3.3.) размещено в теплоизолированной будке 1, смонтированной на сварной раме-санях 2. Будка разделена герметичной перегородкой 4 на два отсека (технологический и приборный). В технологическом отсеке размещены технологическая емкость 8, трубчатый электронагреватель 5, шестеренный 7 и дозировочный 6 насосы, а также средства контроля и управления 3. Путем подачи в смеситель в определённых соотношениях воды и концентрированного реагента на установке БР-25 при необходимости можно приготовить и дозировать водный раствор реагентов.

Однако, как бы не была совершенна схема подачи деэмульгатора, положительных результатов в процессе подготовки нефти можно добиться только при правильном подборе реагента, месте его дозирования и рациональном расходе.

Рис.3.3. Блоки дозирования химреагентов БР-2, 5 и БР-10

Технологическая характеристика блоков БР приведена в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Показатели	Блок дозирования химреагентов
БР-2, 5	БР-10	БР-25
Размер дозы, г/т.	10¸ 50	10¸ 50	10¸ 50
Вязкость дозируемой среды, МПа× с.	до 1000	до 850	до 850
Подача дозировочного насоса, л/ч.	2, 5
Рекомендуемое давление нагнетания, МПа.
Температура дозируемого реагента, °С	50¸ 60	20¸ 60	20¸ 60
Температура окружающей среды, °С.	-40¸ +50	-40¸ +50	-40¸ +50
Запас химического реагента, сут.			2¸ 10
Масса, кг.

Установка НДУ-50/150

Для подачи небольших объемов неразбавленного реагента применяются установки НДУ-50/150. Установка состоит (рис.4) из насоса а с редуктором б, электродвигателя в, емкости для реагента г, трубки высокого давления д и форсунки е.

Техническая характеристика установки НДУ-50/150 приведена в табл.3.2.

Таблица 3.2

Производительность насоса, л/ч, при числе ходов плунжера в минуту - 50 - 150	0, 006 – 0, 120 0, 30 – 2, 160
Давление нагнетания, МПа (кгс/см²)	До 12, 5 (125)
Диаметр плунжера, мм
Длина хода плунжера, мм
Объем емкости для реагента, м³	0, 215
Масса (без масла и реагента), кг

На установке НДУ-50/150 используется одноплунжерный вертикальный насос, который крепится к корпусу редуктора. Плунжер 8 приводится в движение посредством пружины 9 при всасывании и кулачка 13 при нагнетании.

Электродвигатель устанавливается на плите 1. Реагент заливается через верхнюю горловину 3. В нижней части емкости имеется отстойник 2. Реагент через штуцер 4 отстойника, запорный кран 5 и трубку низкого давления 6 поступает на прием насоса. Подача реагента осуществляется через обратный клапан, трубку высокого давления д и форсунку е, устанавливаемую на трубопроводе 10.

На корпусе имеется штуцер 7, служащий для удаления воздуха из-под обратного клапана насоса, а также для замера с помощью бюретки уровня реагента в емкости и производительности насоса. Ступенчатое регулирование подачи насоса производится сменой кулачков. Кулачок с одним выступом обеспечивает подачу 0, 006 – 0, 120 л/ч при 50 ходах плунжера в минуту, кулачок с тремя выступами – в пределах 0, 030 – 2, 160 л/ч при 150 ходах в минуту.

Плавное регулирование подачи реагента осуществляется поворотом плунжера: при повороте вправо подача увеличивается, при повороте влево – уменьшается. Плунжер поворачивают с помощью зубчатого сектора, закрепленного на хвостовике плунжера. Зубчатый сектор находится в зацеплении с зубчатой рейкой регулятора подачи 12. Для предварительной установки подачи насоса необходимо вывести из зацепления рейку и повернуть плунжер в положение, соответствующее требуемой подаче. При тонкой регулировке рейка и сектор приводятся в движение вручную поворотом винта регулятора. После окончательной регулировки винт регулятора фиксируется с помощью стопорного винта 11.

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 7 8 9 10 Следующая ⇒