Необходимость обезвоживания нефти на нефтяных месторождениях.

Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период (МРП) работы скважин из-за обрывов штанг в штанговых скважинных насосных установках (ШСНУ), пробоев электрической части установок электропогружного центробежного насоса (УЭЦН) вследствие перегрузок погружного электродвигателя (ПЭД). Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предварительный сброс воды на УПС. Однако наибольший рост энерго- и металлоемкости связан с необходимостью разрушения стойких эмульсий и имеет место в системах подготовки нефти.

Как было сказано выше, вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсий повышается. Это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на месторождениях

Второй, наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах ее добычи является высокая стоимость транспорта пластовой воды. Транспорт обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа В/Н выше, чем чистой нефти. Так, вязкость безводной нефти Ромашкинского месторождения при 15°С в три раза ниже, чем ее эмульсии, содержащей 20% воды. Вязкость эмульсии на данном месторождении, содержащей 5 и 20% воды, составляет соответственно 17 и 33,3 сСт, т.е. возрастает в 2 раза. При увеличении содержания воды в нефти на 1% транспортные расходы возрастают в среднем на 3–5% при каждой перекачке.

Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов.

Обезвоживание нефти на месторождениях – лишь первый этап ее подготовки к переработке, так как присутствие в нефти воды, солей и механических примесей в тех количествах, которые остаются в нефти после обезвоживания на месторождении, отрицательно сказывается на процессах переработки нефти и на качестве получаемых нефтепродуктов. Так, например, для большинства нефтей Урало-Поволжского региона содержание хлористых солей при количестве остаточной пластовой воды в нефти 0,5% составляет 1000–1200 мг/л, а в нефти, поступающей на переработку, содержание солей не должно превышать 5–10 мг/л.

Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают

42.Факторы, влияющие на образование эмульсий.

1) Электрическая зарядка поверхности частицы.

В водной среде вокруг глобул или частиц нефти создается двойной эл. слой, кот. Препятствует слиянию частиц.

2 1-водная среда

2-частички нефти

Вокруг частиц образуются адсорбционный слой

заряженных частиц и одноименнозаряженные частицы

отталкивают друг друга.

Частицы дисперсной фазы одинакового состава заряжены одноименно и поэтому они электростатически должны отталкиваться.

Температура. При повышении температуры вязкость системы снижается Т­®n¯ .Объяснить это можно тем, что при повышении температуры в менее вязкой среде возрастает подвижность частиц дисперсной фазы (броуновское движение), это приводит к увеличению частоты столкновений. Одновременно при повышении температуры уменьшается механическая прочность адсорбционных (защитных, бронирующих) оболочек.

Поэтому увеличение частоты столкновений, при возрастающей их эффективности, приводит к ускорению коалесценции капель и снижению агрегативной устойчивости.

Минерализация.Минерализация и солевой состав водной фазы, несомненно, влияют на устойчивость и тип нефтяных эмульсий.

Характер влияние зависит от углеводородного состава нефтей и состояния асфальтенов в объеме нефти.

Для многих нефтей повышение минерализации ведет к увеличению устойчивости эмульсии.

Влияние рН. Обобщение данных показывает, что при кислой и нейтральной реакциях воды (рН£7) адсорбционные слои на глобулах воды жесткие, твердообразные и, соответственно, устойчивые эмульсии типа В/Н, в щелочной среде (рН>7) формируются жидкообразные пленки, т.е. устойчивость эмульсии снижается.

При дальнейшем увеличении рН (до сильнощелочной среды) наблюдается резкое снижение межфазного натяжения s и образование эмульсии прямого типа (Н/В).

При изменении рН водной фазы возможно выпадение солей, в частности и , которые сами могут являться стабилизаторами (эмульгаторами) эмульсий прямого или обратного типа.

Таким образом, рН эмульгированной воды влияет на реологические свойства бронирующих оболочек: чем выше рН, тем ниже устойчивость.

Вязкость. Наиболее стойкие эмульсии образуют высоковязкие нефти: повышенная вязкость дисперсионной среды препятствует столкновению глобул воды и их укрупнению.

Абсолютная величина обводненности. Нефть с относительно небольшим содержанием воды образует более стойкие эмульсии. С увеличением содержания воды стойкость эмульсий снижается.

Присутствие газовой фазы: с ростом объемной доли газовой фазы эмульгирование увеличивается лишь до определенных ее значений (газ способствует дроблению капель воды, перемешиванию). Дальнейшее возрастание доли газа в потоке уменьшает эмульгирование. Вероятно, существует связь со структурным режимом потока.

Маловязкие, малосмолистые, низкокислотные, легкие нефти при движении с нейтральными пластовыми водами образуют нестойкую эмульсию, время существования которой равно времени движения эмульсии в трубопроводе.

Турбулентность потока- важнейший фактор, влияющий на образование и разрушение эмульсий.

43.Предотвращение образования стойких эмульсий.

Для предотвращения эмульгирования нефти необходимо устранить или ослабить влияние следующих условий:

1. Совместное поступление нефти и воды из скв.
2. Интенсивное перемешивание жидкости.
3. Присутствие в нефти природных эмульгаторов.

Для раздельного извлечения нефти и воды из скважин последние оборудуют двумя колоннами НКТ: одной для нефти, другой для воды. Фильтр подъемника для воды должен быть опущен в зумпф (зумпф – нижняя часть эксплуатационной колонны) скважины, а для добычи нефти может быть использовано кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и колонной НКТ для добычи воды или же самостоятельная отдельная колонна НКТ, прием которой находится ниже кровли пласта.

В зависимости от величины пластового давления скважина может быть оборудована для извлечения как нефти, так и воды фонтанным способом или нефти фонтанным, а воды механизированным способом. В случае малых забойных давлений, когда естественное фонтанирование невозможно, оба подъемника оборудуют для извлечения нефти и воды механизированным способом. Оборудование скважин для раздельного извлечения нефти и воды показано на рис.4.3.

Рис.4.3. Оборудование скважин для раздельной добычи нефти и воды:
а – скважина с одной колонной НКТ; б – скважина с двумя колоннами НКТ

При раздельном отборе нефти и воды из скважины очень трудно поддерживать уровень раздела нефти и воды на забое скважины в пределах вскрытой части пласта, разделение продукции скважины часто нарушается: в подъемник для отбора нефти поступает вода или наоборот. По этой причине раздельный отбор нефти и воды не получил широкого распространения.

Чтобы ограничить поступление воды, применяются различные способы изоляции, закупоривающие водопроницаемую зону (устанавливают цементные мосты, задавливают в пласт цементный раствор или реагенты, образующие при взаимодействии с пластовой водой гели и т.д.). Однако все эти мероприятия недостаточно эффективны.