Французская установка по удалению промежуточных слоев

Французская установка по удалению промежуточных слоев

Владельцы патента RU 2256791:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обезвоживании и обессоливании нефтяной эмульсии промежуточного нефтяного слоя, образующегося в резервуарах и отстойных аппаратах установок подготовки нефти. Обеспечивает повышение эффективности разделения нефтяной эмульсии промежуточных слоев на нефть и воду, обезвоживание, обессоливание нефти и отделение механических примесей. Сущность изобретения: по способу подачу нефтяной эмульсии в резервуар выполняют с расходом 0,5-1 м 3 /ч через слой сточной воды той же нефтяной залежи с минерализацией менее предела насыщения с температурой 20-30°С и толщиной слоя сточной воды 6-8 м. В резервуаре производят отделение нефти и направление на вход установки подготовки нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обезвоживании и обессоливании нефтяной эмульсии промежуточного нефтяного слоя, образующегося в резервуарах и отстойных аппаратах установок подготовки нефти.

Известен способ удаления хлорсодержащих соединений из нефти, включающий промывку нефтяной эмульсии водой и водным раствором щелочи на электрообессоливающей установке в несколько ступеней при повышенной температуре. Причем промывку водным раствором щелочи осуществляют при температуре на 30-80°С выше, чем предшествующую промывку водой (патент РФ №2065477, опубл. 1996.08.20).

Известный способ требует применения повышенных температур. В отсутствие деэмульгаторов способ не позволяет разрушать стойкую нефтяную эмульсию промежуточных слоев.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ подготовки нефти, включающий замер объема эмульсии из скважин, сепарацию газа, введение деэмульгатора в трубопровод, отводящий эмульсию от замерной установки к сепаратору, отделение свободной пластовой воды из отстойника и подготовку нефти путем глубокого обезвоживания и обессоливания добавлением горячей воды в эмульсию и диспергирования ее с последующим разделением и отделением фаз. Деэмульгатор вводят в два этапа по половине от норматива. Вторую половину вводят в процессе подготовки нефти при диспергировании эмульсии созданием круговой циркуляции насос-отстойник, при котором также вводят горячую воду. Подготовку нефти осуществляют не менее чем в двух отстойниках, обеспечивая непрерывное поступление эмульсии из скважин. Разделение фаз в отстойнике до и после диспергирования осуществляют в режиме теплового воздействия (патент РФ №2153382, опубл. 2000.07.27 — прототип).

Известный способ не позволяет достаточно успешно выделять нефть из нефтяной эмульсии промежуточных слоев. Выход нефти составляет не более 50%.

В изобретении решается задача повышения эффективности разделения нефтяной эмульсии промежуточных слоев на нефть и воду, обезвоживания, обессоливания нефти и отделения механических примесей.

Задача решается тем, что в способе обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев, включающем подачу нефтяной эмульсии в резервуар, отделение нефти и направление на вход установки подготовки нефти, согласно изобретению подачу нефтяной эмульсии в резервуар выполняют с расходом 0,5-1 м 3 /ч через слой сточной воды той же нефтяной залежи с минерализацией менее предела насыщения с температурой 20-30°С и толщиной слоя сточной воды 6-8 м.

Рост обводненности продукции добывающих скважин, широкое применение методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов, применение совместного сбора эмульсий угленосного и девонского горизонтов, бесконтрольное дозирование химреагентов в системе сбора и подготовки продукции скважин приводит к накоплению в аппаратах подготовки нефти нефтяной эмульсии промежуточных слоев, т.е. слоев между отделившейся от обычной нефтяной эмульсии нефтью и отделившейся водой. Такие нефтяные эмульсии представляют собой высокостойкие водонефтяные эмульсии с высоким содержанием механических примесей. Как правило, разрушение таких нефтяных эмульсий невозможно традиционно применяющимися способами и деэмульгаторами. По мере накопления нефтяную эмульсию промежуточных слоев сбрасывают в отдельный резервуар, из которого производится ее обработка или утилизация.

В предложенном изобретении решается задача разделения нефтяной эмульсии промежуточных слоев на нефть и воду, обезвоживания, обессоливания и отделения механических примесей.

Для решения поставленной задачи нефтяную эмульсию промежуточных слоев транспортируют по трубопроводу до резервуара хранения нефтяной эмульсии промежуточных слоев, расположенного на установке подготовки нефти. Накопленную эмульсию по трубопроводу направляют в нижнюю часть резервуара, заполненного сточной водой той же нефтяной залежи с минерализацией менее предела насыщения с температурой 20-30°С и толщиной слоя сточной воды 6-8 м. Подачу нефтяной эмульсии в нижнюю часть резервуара выполняют с расходом 0,5-1 м 3 /ч. Нефтяная эмульсия проходит через слой сточной воды и поднимается вверх. При этом происходит отделение нефти наверх и ее направление на вход установки подготовки нефти. В результате удается выделить до 98% нефти из нефтяной эмульсии промежуточных слоев.

Пример конкретного выполнения

К декабрю 2003 года в резервуарах и отстойных аппаратах Кутеминской установки подготовки высокосернистой нефти количество нефтяной эмульсии промежуточных слоев составило более 4,5 тыс.тонн, которые значительно ухудшали, технологический процесс на установке, неоднократно происходил срыв плана сдачи готовой нефти. Нефтяная эмульсия промежуточных слоев не поддавалась переработке обычными способами подготовки нефти.

С января 2004 года нефтяную эмульсию промежуточных слоев с содержанием воды 40% подают в нижнюю часть резервуара объемом 2000 м 3 , расположенного на установке подготовки нефти. Резервуар заполнен сточной водой той же нефтяной залежи с минерализацией 100 г/л, т.е. менее предела насыщения, с температурой 25°С и толщиной слоя сточной воды 7 м. Подачу нефтяной эмульсии в нижнюю часть резервуара выполняют с расходом 0,7 м 3 /ч. Нефтяная эмульсия проходит через слой сточной воды и поднимается вверх. При этом нефть выделяется наверх, происходит обессоливание, обезвоживание и осаждение механических примесей. Нефть из верхнего слоя направляют на вход установки подготовки нефти. В результате 98% нефти выделяется из нефтяной эмульсии промежуточных слоев в верхний нефтяной слой. Через 3 месяца выполнения данной технологии количество нефтяной эмульсии промежуточных слоев было сведено к минимуму. После успешной реализации предлагаемого способа обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев обеспечена работа без технологических срывов и стабильная сдача плана готовой нефти. Отпала необходимость передозировки деэмульгатора, расход деэмульгатора снизился на 20%. Годовой экономический эффект только от экономии химреагентов составил около 4 млн. руб.

Применение предложенного способа позволит разделить нефтяную эмульсию промежуточных слоев на нефть и воду, провести обезвоживание и обессоливание нефти и отделить механические примеси. Ликвидация нефтяной эмульсии промежуточных слоев позволит обеспечить работу установок без технологических срывов.

Способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев, включающий подачу нефтяной эмульсии в резервуар, отделение нефти и направление на вход установки подготовки нефти, отличающийся тем, что подачу нефтяной эмульсии в резервуар выполняют с расходом 0,5-1 м 3 /ч через слой сточной воды той же нефтяной залежи с минерализацией менее предела насыщения с температурой 20-30°С и толщиной слоя сточной воды 6-8 м.

Читайте также:  Покраска акрилом под лак

Изобретение относится к способу разрушения промежуточного эмульсионного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти, путем его обработки кислотным реагентом, содержащим ингибированную соляную кислоту и поверхностно-активное вещество, нагревания и отстоя, и характеризуется тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют либо водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12, блоксополимеры оксидов этилена и пропилена на основе глицерина, оксиэтилированная смесь моно- и диалкилфенолов марки ОП-7, либо водорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: сульфанол, четвертичные соли аммония в изопропаноле, либо применяют смесь водомаслорастворимого и водорастворимого поверхностно-активного вещества, состоящего из оксиэтилированных моноалкилфенолов на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12 и четвертичных солей аммония, дополнительно вводят растворитель, выбранный из группы: метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутилцеллозольв, ацетон, и добавляют воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Классы МПК: C10G33/04 химическими средствами
Автор(ы): Жеранин Владимир Львович (RU) , Вердеревский Юрий Леонидович (RU) , Князев Владимир Николаевич (RU) , Хабиров Шарифулла Фазлетдинович (RU)
Патентообладатель(и): Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" (RU)
Приоритеты:
— ингибированная соляная кислота 6-20
— водомаслорастворимое или водорастворимое
поверхностно-активное вещество или их смесь как указано выше 0,1-7,0
— растворитель 3-20
— вода остальное

Использование данного способа позволяет повысить глубину извлечения углеводородов из стойких нефтяных эмульсий. 3 табл.

Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к обработке устойчивых нефтяных эмульсий, стабилизированных механическими примесями при обезвоживании и обессоливании нефти, и может быть использовано при переработке нефти, нефтяных шламов или ловушечных и амбарных нефтей.

При обезвоживании нефти в процессе отстаивания на границе раздела между нефтью и водой образуется промежуточный слой, представляющий собой стабилизированную механическими примесями эмульсию.

При накоплении промежуточный слой дренируется, что приводит к загрязнению окружающей среды, потери нефти.

Известен способ разрушения промежуточного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти отстаиванием (М.З.Мавлютова. «Подготовка нефти на промыслах», Уфа, 1996 г.). Однако известный метод малоэффективен.

Известен способ разрушения промежуточного слоя периодической обработкой его деэмульгатором при нагревании с последующим отстоем (А.с. №469946. Мкл. С10G 33/06. 1957 г.). Однако этот способ не достаточно эффективен и длителен.

Известен способ разрушения промежуточного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти, включающий обработку его кислотным реагентом, нагрев и отстой (А.с. №715613. Мкл. С10G 33/04, 1980 г.).

Известный способ не достаточно эффективен при использовании его для стойких эмульсий, стабилизированных механическими примесями.

За прототип принят способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя, включающий нагрев, последовательное введение в слой добавки, содержащей нитрилотриметилфосфоновую кислоту и ингибированную соляную кислоту с концентрацией 22-24 мас.% и дополнительно деэмульгатор неионогенного типа (патент РФ №2044759, Мкл. С10G 33/04, 1955). Однако известный способ сложен, длителен.

На нефтяных промыслах накапливаются значительные объемы нефтепродуктов, образующихся в процессе обезвоживания нефтяных эмульсий, так называемые промежуточные слои, образующиеся на границе раздела фаз нефть-вода. Ловушечные нефти являются некондиционным продуктом — эмульсиями вторичного происхождения, которые образуются в результате периодического вывода их из технологической цепочки. Амбарные нефти — это отходы складирования промежуточных слоев и ловушечных нефтей. Нефтяные шламы — нефть с большим количеством механических примесей. Все эти некондиционные продукты являются источником получения из них ценного углеводородного сырья.

Задачей настоящего изобретения является повышение глубины извлечения углеводородов из стойких нефтяных эмульсий, стабилизированных механическими примесями, достижение утилизации отходов, защита окружающей среды.

Поставленная задача решается так, что в способе разрушения промежуточного эмульсионного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти, включающем обработку его кислотным реагентом, содержащим ингибированную соляную кислоту и поверхностно-активное вещество, нагрев и отстой, в качестве поверхностно-активного вещества используют либо водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12, блоксополимеры оксидов этилена и пропилена на основе глицерина, оксиэтилированную смесь моно- и диалкилфенолов марки ОП-7, либо водорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: сульфанол, четвертичные соли аммония в изопропаноле, либо применяют смесь водомаслорастворимого и водорастворимого поверхностно-активного вещества, состоящего из оксиэтилированных моноалкилфенолов на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12 и четвертичных солей аммония, дополнительно вводят растворитель, выбранный из группы: метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутилцеллозольв, ацетон, и добавляют воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

— ингибированная соляная кислота 6-20
— водомаслорастворимое или водорастворимое
поверхностно-активного вещество или их смесь как указано выше 0,1-7,0
— растворитель 3-20
— вода остальное

Ингибированную соляную кислоту берут по ТУ 6-01-046-89381-85-92. Водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество берут, например, оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена оксиалкилфенол, который представляет собой продукт обработки смеси моно- и диалклфенолов окисью этилена — ОП-7 (ГОСТ 8433-81); (АФ 9 -6)по ТУ 2483-077-05766801-98; водорастворимое поверхностно-активное вещество берут, например, оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена (АФ 9 -8) ТУ 2483-077-05766801-98 или Реапон 4В-55% метанольный раствор смеси блоксополимеров окисей этилена и пропилена на основе гликолей по ТУ 6-55-54-91; или Коррексит STX 1003 — четвертичные соединения аммония в изопропаноле по ТУ 39-42966446-ОП-004-98 или «Сульфанол» — алкилбензосульфонат натрия на основе керосина по ТУ 6-01-1043-86.

В качестве водомаслорастворимого кислородосодержащего растворителя берут, например, метанол технический (МС) по ГОСТ 2222-95, этиловый спирт (ЭС) по ГОСТ 19300-87; спирт этиловый ректификованный технический (СЭТ) по ГОСТ 17299-78; изопропиловый спирт (ИПС) по ГОСТ 9805-84; пропиловый спирт (ПС) по ТУ 6-09-4344-77; бутилцеллнозольв по ТУ 6-01-646-84; ацетон по ГОСТ 2603-79.

Кислотную композицию готовят следующим образом.

К пресной воде добавляют ингибированную соляную кислоту, полученную смесь перемешивают, затем добавляют растворитель и поверхностно-активное вещество и перемешивают. Составы приведены в таблице 1.

Способ осуществляют методом «бутылочной пробы» (статический отстой). В коническую колбу наливают пробу промслоя, вводят кислотный состав, нагревают до 50-55°С, перемешивают в течение 2 часов и отстаивают. Объем выделившейся воды фиксируют через 18 часов, отделяют нефтяную фазу.

Результаты представлены в табл.2.

Эффективность оценивают по следующим параметрам:

— остаточное содержание воды, W, %;

— содержание солей в нефти, мг;

— содержание нефтепродуктов в сточной воде, мг/л.

В промышленных условиях способ осуществляют согласно следующему.

Промслой из резервуара РВС-1 с помощью насоса (Н-1) подают в буферную емкость (БЕ) через печь (ПП-0,63), где нагревают до температуры 50÷60°С.

В момент подачи промслоя одновременно с помощью блока реагента (БР) или кислотного агрегата подают расчетное количество кислотного реагента (Цикл I, табл.3) или сначала нагревают промслой до температуры 50-60°С, а затем подают расчетное количество кислотного реагента в буферную емкость (БЕ) (Цикл II, табл.3). Далее проводится статический отстой. Выделившуюся воду откачивают в резервуаре подготовки воды РВС-3.

Читайте также:  Камни в оформлении цветников

Эффективность оценивают по следующим параметрам:

— остаточное содержание воды в нефти, %

— остаточное содержание солей в нефти, мг/л

— содержание нефтепродуктов в сточной воде, мг/л.

Из данных, представленных в таблицах 2, 3, видно, что при использовании заявленного способа происходит эффективное разрушение промежуточного слоя, содержание воды в нефти достигается до 0,18-0,4, а солей уменьшается в 80 раз.

Таблица 1
№№ п/п Кислотный реагент, мас.%
ВР ПАВ или BMP ПАВ Ингибированная HCl Растоворитель Н 2 О
1 Неонол АФ 9 -6 1,0 6 Метанол 15 остальное
2 Неонол АФ 9 -8 2,0 10 Изопропанол 7 остальное
3 Реапон 4В 5,0 15 Метанол 10 остальное
4 Коррексит — SXT 1003 0,1 20 Метанол + ИПС 9:1 3 остальное
5 Сульфонол 7,0 6 Бутилцеллозольв 20 остальное
6 АФ 9 -6 + Коррексит; 9:1 3,0 15 ИПС 10 остальное
7 ОП-7 4,0 10 Этанол 15 остальное
8 Неонол АФ 9 -6 + АФ 9 -12; 1:1 1,5 20 Этанол 7 остальное
Таблица 2
Результаты лабораторных испытаний композиций по разрушению промслоев.
№№ п/п из табл. №1 Кол-во промслоя, г Кол-во композиции, г Тем-ра обработки, °С Время нагрева, , час Время отстоя, , час Содержание до обработки промслоя Сод. н/продуктов в сточной воде Остаточное содержание после обработки Место отбора пробы
воды, % солей, мг/л мг/л воды, % солей, мг/л
1 94 6 50±2 2 24 53 134700 73 0,1 3400 РВС-1 УКПН «Балаки» НГДУ-1 ОАО «Белкам-нефть»
2 94 6 50±2 2 24 53 134700 73,7 0,26 4860
3 94 6 50±2 2 24 53 134700 222 0,82 30370
4 94 6 50±2 2 24 53 134700 113 0,15 6241
5 94 6 50±2 2 24 53 134700 210 0,3 9765
6 94 6 50±2 2 24 53 134700 88 0,2 3650
7 94 6 50±1 2 24 53 134700 96 0,18 3500
8 94 6 50±2 2 24 53 134700 74 0,13 4600
Таблица 3
Результаты опытно-промышленных испытаний композиции по разрушению промслоев.
№№ п/п Толщина пром-слоя, см Кол-во композиции, %, объем Тем-ра обработки, °С Время отстоя, сутки Остаточное содержание до обработки промслоя Остаточное содержание н/продуктов в сточной воде, мг/л Остаточное содержание после обработки промслоев
воды, % солей, мг/л воды, % солей, мг/л
max min max min
Состав I 62,0 6,2 50 3 48,0 145 434 14 1,4 0,4 2783 1827
Цикл I
Состав II 97,0 2,6 56 3 66,6 37000 16,1 0,3 0,18 1476 1381
Цикл II
Состав III 102 6,6 60 2 65 14000 13,6 0,3 0,18 2500 1350
Цикл III

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти, путем его обработки кислотным реагентом, содержащим ингибированную соляную кислоту и поверхностно-активное вещество, нагревания и отстоя, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют либо водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12, блоксополимеры оксидов этилена и пропилена на основе глицерина, оксиэтилированная смесь моно- и диалкилфенолов марки ОП-7, либо водорастворимое поверхностно-активное вещество, выбранное из группы: сульфанол, четвертичные соли аммония в изопропаноле, либо применяют смесь водомаслорастворимого и водорастворимого поверхностно-активного вещества, состоящего из оксиэтилированных моноалкилфенолов на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6-12 и четвертичных солей аммония, дополнительно вводят растворитель, выбранный из группы: метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутилцеллозольв, ацетон, и добавляют воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Цыганов Д.Г., Сладовская О.Ю., Башкирцева Н.Ю.

В связи с увеличением обводненности продукции добывающих скважин и увеличения объема химических реагентов, применяемых при ремонтных работах и для интенсификации добычи нефти, на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки повышается устойчивость нефтяных эмульсий, поступающие на УПН. В процессе работы УПН неизбежно появление эмульсий, свойства которых отличаются от нефтяных эмульсий поступающего сырья. Это множественные эмульсии , к которым относятся «ловушечные» нефти, эмульсии промежуточных слоев, нефтешламы .

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Цыганов Д.Г., Сладовская О.Ю., Башкирцева Н.Ю.

Текст научной работы на тему «Особенности формирования устойчивых водонефтяных эмульсий промежуточного слоя»

Д. Г. Цыганов, О. Ю. Сладовская, Н. Ю. Башкирцев;!

ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ УСТОЙЧИВЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

Ключевые слова: Обводненность, «ловушечная» нефть, множественные эмульсии, нефтешламы.

В связи с увеличением обводненности продукции добывающих скважин и увеличения объема химических реагентов, применяемых при ремонтных работах и для интенсификации добычи нефти, на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки повышается устойчивость нефтяных эмульсий, поступающие на УПН. В процессе работы УПН неизбежно появление эмульсий, свойства которых отличаются от нефтяных эмульсий поступающего сырья. Это множественные эмульсии, к которым относятся «ловушечные» нефти, эмульсии промежуточных слоев, нефтешламы.

Keywords: Watering, "trapped" oil, multiple emulsions, oil sludge.

In connection with the increase of the water cut wells and increased amounts of chemicals used in repair work and for intensification of oil production in the oil fields of mature stage of development the stability of oil emulsions increases. At oil treatment units is inevitable the emergence of emulsions which properties are different from oil emulsions of incoming raw materials. These are multiple emulsions, which includes "trapped" oil emulsion and interlayers slimes.

При разрушении нефтяных эмульсий в результате применения химических реагентов происходит вытеснение природных эмульгаторов и стабилизаторов из защитного слоя в нефтяную или водную фазу. При этом они могут растворяться или находиться в коллоидно-диспергированном состоянии. В результате избирательного действия применяемых деэмульгаторов одни стабилизаторы (природные ПАВ нефтей) вытесняются с поверхности бронирующих оболочек в объем нефти, переходя в растворенное состояние, а другие — переходят в водную или нефтяную фазу, смачиваясь, гидрофобизируясь или становясь гидрофильными. Накапливание природных стабилизаторов на границе раздела фаз является источником образования промежуточных слоев [1].

Промежуточный эмульсионный слой образуется в процессе разделения нефтяной эмульсии и существует в любом отстойном аппарате. Он существует в условиях динамического равновесия процессов, способствующих его образованию и разрушению. В настоящее время нет адекватных моделей для описания поведения подобных гидродинамических систем [2].

По мнению авторов [3] промежуточный слой -это множественная эмульсия, представляющая собой глобулы воды, окруженные адсорбированными на них частицами стабилизаторов эмульсии. Промежуточный слой представляет собой два высоко-обводненных слоя обратной и прямой эмульсий, разделенные межфазной поверхностью контакта дисперсионных сред «нефть-вода».

Читайте также:  Проверка целостности и фазировки жил кабеля

Формирование промежуточного слоя в отстойной аппаратуре описано авторами [4]. При поступлении в аппарат входящая обратная нефтяная эмульсия дробится в водной фазе, при этом образуются крупные капли нефти с капельной водой в них, которые быстро всплывают и задерживаются плотным слоем, не успевшим скоалесцировать каплями нефти. Крупные локальные образовании нефти с капельной водой в них, оставаясь в водной среде, образуют нижний подслой прямой множественной

эмульсии, граница которой со стороны водной фазы образует нижнюю границу промежуточного слоя.

Слой обратной эмульсии, содержащей мелкие глобулы воды, образует верхний подслой, граница которой со стороны нефтяной фазы образует верхнюю границу промежуточного слоя [4].

Нижний подслой является зоной наиболее концентрированной эмульсии, зоной уплотненной упаковки глобул, объем которой не более 10% общей высоты промежуточного слоя и содержание воды достигает 40-60%. Именно в этом слое происходит разделение эмульсии на отдельные фазы в результате интенсивной коалесценций капель с водной фазой и межкапельной коалисценций [5].

Некоторые авторы [6] называют верхний подслой «выравнивающим», в котором для нижней границы содержание воды изменяется от 30% до 60 %, на верхней границе происходит резкое снижение содержания воды до значения исходной эмульсии. В этом подслое может происходить коалесценция некоторых капель и возрастание их размеров до критического значения, при котором они способны осаждаться в противотоке дисперсной фазы [6].

Промежуточный слой будет нарастать до тех пор, пока количество воды, поступающее в его верхнюю часть в единицу времени, не сравняется с количеством воды, коалесцирующим на межфазной поверхности.

Зависимость высоты промежуточного слоя от обводненности сырья имеет экстремальный характер. При малой обводненности из-за большого расстояния между глобулами и низкой плотностью промежуточного слоя мала скорость межкапельной коалесценции и коалесценции глобул с межфазной поверхностью. В результате этого увеличивается высота промежуточного слоя. При высокой обводненности сырья возрастает критический размер глобул, что так же приводит к увеличению высоты промежуточного слоя.

При толщине 0,5 м промежуточного слоя процесс перехода глобул воды в слой подтоварной воды полностью прекращается [7].

Эмульсии промежуточного слоя выполняют функции фильтрующего элемента для мелкодисперсной составляющей нефтяной эмульсии, замедляя скорость выноса глобул воды, промежуточный слой интенсифицирует процесс их коалесценции с более крупными глобулами дисперсной фазы вследствие их высокой концентрации и способствует удалению из сырой нефти мелких глобул воды [6].

При повышении агрегативной устойчивости эмульсии промежуточного слоя не происходит разделение нефтяных эмульсий на отдельные фазы -нефть и воду, что может стать причиной срыва технологического режима процесса подготовки нефти и воды на УПН.

При расслоений нефтяных эмульсий в емкостном оборудование на межфазной поверхности концентрируются микрокристаллы парафина, асфальтены и смолы [8]. Основное количество механических примесей также концентрируются на границе раздела фаз, где происходит накопление основных объемов наиболее устойчивых нефтяных эмульсий с не полностью разрушившимися бронирующими оболочками глобул воды. Недостаточное количество де-эмульгатора в нефтяной эмульсии является причиной неполного разрушения бронирующих оболочек глобул воды и повышения агрегативной и кинетической устойчивости эмульсии.

С другой стороны исследования [9], проведенные в институте ТатНИПИнефть, показали возможность увеличения стойкости эмульсии промежуточного слоя вследствие наличия в ней ПАВ, в том числе и деэмульгаторов, проявляющие свойства образования из глобул эмульгированной воды ассоциа-тов гелеобразной структуры, способных длительное время не разрушаться. При увеличении концентрации в нефтяной эмульсии деэмульгатора выше оптимальной происходит образование и увеличение количества ассоциатов гелеобразной структуры, приводящее к повышению устойчивости эмульсии. Это вызывает необходимость проведения контроля деэмульгаторов, применяемых для промысловой подготовки нефти, и соблюдения норм их дозирования при обработке нефтяной эмульсии в системе нефтесбора. При проведении исследовании гелеоб-разной структуры — ассоциатов, стабилизирующих эмульсии промежуточного слоя, методом ИК-спектроскопии установлено [9], что ассоциаты образованы гидрофобными высокомолекулярными ПАВ — блоксополимерами окисей этилена и пропилена. Причиной образования гелеобразных ассоциа-тов является избыточное применение реагентов-деэмульгаторов, содержащие в своем составе гидрофобными высокомолекулярными ПАВ, для разрушения нефтяных эмульсий.

По словам авторов [9] образование промежуточных слоев происходит благодаря действию динамических факторов — возникновению при равном соотношении объемных долей воды и нефти средней микроэмульсионной фазы, содержащей преимущественно глобулы воды размером менее 10 мкм, пронизывающие весь объем верхнего слоя водной фазы и нижний слой нефтяной фазы. Образованию такой эмульсионной структуры связано с фазовыми превращениями в подсистеме смолы-асфальтены и образованию в результате сильного взаимодействия коллоидных структур. Подтверждением этого являются зарегистрированные аномальные значения плотности, которые наблюдаются при обводненности 45-55%, когда относительные объемы дисперсной и дисперсионной фаз примерно равны.

1. Мавлютова, М.З. Нефтяные отходы при подготовки нефти напромыслах и способы их утилизации / М.З. Мавлютова, Л.М. Мамбетова // Совершенствование системы заводнения нефтяных месторождений: Тр. Баш-НИПИнефть. — Уфа, 1975. — Вып. 42. — С.97-104.

2. Романков, П.Г. Гидродинамические процессы химической технологии / П.Г. Романков, М.И. Курочкин. — Л.: Химия, 1974. — 288 с.

3.Морданенко, В.П. Строение и роль промежуточного слоя при подготовке нефти / В.П. Морданенко, С.Ф. Мойсейков, А.Н. Вовк // Нефтяное хозяйство. — 1985. №11. — С.16-17.

4. Дунюшкин, И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений / И.И. Дунюшкин. -М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ им. И.М. Губкина. 2006. -320 с.

5. Сахабутдинов, Р.З. Формирование и разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий в промежуточных слоях: методические указания / Р.З. Сахабутдинов, Р.Ф. Хами-дуллин. — Казань: Изд-во Казанского гос. техн. ун-та, 2009. — 60 с.

6. Мансуров, Р.И. Сравнительные промышленные испытания новых отстойников / Р.И. Мансуров, И.Н. Еремин, Г.Н. Позднышев и др. // РНТС Нефтепромысловое дело. — М.:ВНИИОЭНГ, 1979. Вып. 9. — С.41-43.

7. Доброскок, И.В. Анализ природных стабилизаторов неразрушенной части эмульсии / И.В. Доброскок, Е.Я. Лапига, А.М. Черек //Нефтепромысловое дело. — 1994. №7. — С.17-18.

8. Байваровская, Ю.В. Влияние механических примесей на процесс подготовки нефти / Ю.В. Байваровская, Е.И. Гординский, М.И. Шипигузов, И.Ю. Поносова // Нефтепромысловое дело. — 1983. №7. — C.18-19.

9. Цыганов Д. Г., Сладовская О.Ю., Башкирцева Н.Ю. Исследование состава и свойств промежуточного эмульсионного слоя на УПСВ «Каменское» Вестник казанского технологического университета. 2014, т.17, № 10, с. 207 — 212

Ссылка на основную публикацию
Adblock detector