Необходимость обезвоживания нефти на месторождениях

2015-12-06

2320

Обсуждений (0)

0.00 из 5.00 0 оценок

⇐ Предыдущая 1 2 3 456 7 8 9 10 Следующая ⇒

Стойкие эмульсии снижают межремонтный пробег работы скважин из-за обрывов штанг в штанговых скважинных насосных установках, а вследствие перегрузок погружного электродвигателя, наблюдаются пробои электрической части установок электропогружного центробежного насоса. Затрудняется процесс сепарации газа и предварительный сброс воды на установках с предварительным сбросом воды. Учитывая, что со временем стойкость эмульсий повышается, это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсий, не допуская ее старения. Поэтому целесообразно проводить обезвоживание нефти не месторождениях.

Транспорт обводненной нефти удорожается не только из-за перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии зависит от содержания в ней воды и значительно выше, чем вязкость чистой нефти.

Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, механические примеси, являющиеся причиной коррозии и загрязнения трубного пространства теплообменных аппаратов на нефтеперерабатывающих заводах.

Окончательная, более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания путем интенсивного перемешивания обезвоженной нефти с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают.

3.4.Понятие о реагентах-деэмульгаторах нефтяных эмульсий. 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.

2015-12-06

2320

Обсуждений (0)

0.00 из 5.00 0 оценок

⇐ Предыдущая 1 2 3 456 7 8 9 10 Следующая ⇒

Обсуждение в статье: Необходимость обезвоживания нефти на месторождениях

Обсуждений еще не было, будьте первым... ↓↓↓