Нефтепромысловые воды. Состав, физико-химические

Свойства

Под нефтепромысловыми водами обычно понимают следующие виды вод: пластовые, присутствующие в нефтяной залежи изначально; попутно-добываемые, представляющие собой смесь пластовой и закачиваемой в системе ППД вод; сточные подтоварные воды – воды, отделяемые от продукции скважин в процессе ее подготовки; закачиваемые в системе ППД воды.

Состав нефтепромысловых вод, чрезвычайно разнообразен. Это определено их видом и происхождением. Даже в пределах одного месторождения состав попутно-добываемой воды может варьировать в широких пределах от скважины к скважине, в зависимости от расположения ее относительно фронта вытеснения, неоднородности коллектора, степени взаимодействия породы с закачиваемой водой. Состав пластовых вод, в свою очередь, зависит от геологического возраста, стратиграфии и химического состава пород эксплуатируемого горизонта, физико-химических свойств нефти и газа, пластовой температуры, давления и т.д.

Не смотря на разнообразие нефтепромысловых вод, все они содержат в своем составе растворенные соли. Общее содержание растворенных солей в воде характеризуется минерализацией (S, г/л; кг/м³; мг/л).

По величине минерализации нефтепромысловые воды делятся на четыре группы:

1) рассолы (S >50 г/л);

2) соленые (10< S < 50 г/л);

3) солоноватые (1< S < 10 г/л);

4) пресные (S < 1 г/л).

Минерализация пластовой воды растет с глубиной залегания пластов. Минерализация попутно-добываемой воды имеет промежуточное значение между пластовой и закачиваемой водами.

Минерализация воды определяется содержащимися в ней ионами растворённых солей: анионами (OH^–, Cl^–, SO₄^2–, CO₃^2–, HCO₃^–) катионами (H⁺, K⁺, Na⁺, NH4⁺, Mg2⁺, Ca²⁺, Fe³⁺), ионами микроэлементов (I^–, Br^–). Помимо этих ионов в воде содержатся также коллоидные частицы (SiO₂, Fe₂O₃, Al₂O₃), нафтеновые кислоты и их соли.

Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывают температура, а для вод гидрокарбонатного типа и парциальное давление СО₂.

Изменение термобарической обстановки даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей, на процесс формирования пересыщенных растворов относительно какого-либо компонента и его осаждения.

Величина минерализации коррелирует с плотностью нефтепромысловых вод. В среднем плотность пластовых вод изменяется в диапазоне 1010–1210 кг/м³.

По типу растворённых в воде солей пластовые воды классифицируются на хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные). Тип пластовой воды определяется анионом.

Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты и обусловлен преобладающим карбонат (CO₃^–2), или бикарбонат – (HCO₃^–) анионом.

В случае преобладания аниона хлора (Cl^–) вода относится к хлоридному типу (хлоркальциевые и хлориднонатриевые воды).

Тип воды влияет на величину вязкости. Наибольшую вязкость имеют воды хлоркальциевого типа. Вязкость их приблизительно в 1,5–2 раза больше вязкости чистой воды. С возрастанием минерализации пластовых вод вязкость их возрастает. Влияние давления на величину вязкости пластовых вод проявляется двояко.

В области низких температур (0–32 ^оС) с возрастанием давления вязкость уменьшается, а в области температур выше 32 ^оС – возрастает.

Кислотность воды определяется концентрацией ионов водорода и выражается показателем концентрации водородных ионов (рН), который равен отрицательному логарифму концентрации.

В зависимости от величины рН воды подразделяются на:

¾ нейтральные (рН = 7);

¾ щелочные (pH > 7);

¾ кислые (pН < 7).

Показатель рН характеризует активную часть ионов водорода, которая образовалась в результате диссоциации молекул воды. Константа диссоциации воды, а, следовательно, и концентрация ионов водорода, зависит от температуры и давления. Поэтому термобарические условия влияют на величину рН. С возрастанием температуры рН уменьшается и это обстоятельство необходимо учитывать при определении кислотности воды в технологическом процессе.

Под жесткостью воды понимается суммарное содержание растворённых солей двухвалентных катионов: кальция, магния и железа.

Жёсткость различают общую, кальциевую, магниевую, карбонатную (временную), некарбонатную (постоянную). Кальциевая, магниевая и карбонатная жесткость определяется содержанием в воде одноименных ионов. Под общей жесткостью понимают суммарное содержание катионов кальция и магния. Некарбонатная жесткость определяется разностью между жесткостью общей и карбонатной.

Промысловые воды в зависимости от величины общей жесткости подразделяются на следующие группы:

¾ очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв/л;

¾ мягкая вода – 1,5–3,0 м-экв/л;

¾ умеренно жёсткая вода – 3,0–6,0 мг-экв/л;

¾ жёсткая вода – более 6 мг-экв/л.

Параметр электропроводность промысловых вод имеет широ-кое применение. Соли промысловых вод - электролиты.

Электрические свойства пластовых вод имеют ионную природу.

Удельная электропроводность (χ) характеризует количество электричества, которое протекает в 1 с через 1 см² поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля (R/L) в 1 В на 1 см длины. Удельная электропроводность обратно пропорционально связана с удельным сопротивлением раствора (ρ):

χ = L/(RS), χ =1/ρ, (1.25)

где R – сопротивление раствора электролита, Ом; L – расстояние между электродами, м (см); S – поперечное сечение сосуда, в котором находится раствор электролита, м² (см²).

Удельная электропроводность измеряется в (Ом·м)^–1, (Ом·см)^–1.

С увеличением минерализации пластовой воды удельная электропроводность её растёт. Удельная электропроводность ((Ом·м)^–1) изменяется в диапазонах для:

¾ дистиллированной воды – 10^–3–10^–4;

¾ речной воды – 10^–1–10^–2;

¾ пластовой воды – 10^–1–1;

¾ морской воды – 3–4;

¾ воды с содержанием 5 % NaCl – 6,6;

¾ воды с содержанием 20 % NaCl – 20;

¾ нефтей – 0,5·10^–7– 0,5·10^–6;

¾ газоконденсатов – 10^–10–10^–16.

Газонефтяные смеси (пены)

Пены представляют собой высококонцентрированную газожидкостную дисперсную систему, состоящую из ячеек газа, разделенных тонкими достаточно устойчивыми и механически прочными пленками жидкости. Эти пленки создают жесткий каркас, который придает пенам определенные структурно-механические свойства.

Пены делятся на поверхностные и внутренние.

Поверхностная пена появляется в результате изменения давления или температуры, что позволяет осуществить частичный переход жидкой фазы в газ в объеме жидкости. Появляющиеся пузырьки быстро поднимаются к поверхности. При нормальных условиях они прорываются через поверхность и уходят из системы в виде отдельной газовой фазы.

Внутренняя пена это более сложный тип структуры, существующей в условиях низкой плотности и большой вязкости. При этом условии обеспечивается высвобождение газа из массы жидкости и образуются пузыри, которые стремятся к поверхности, но из-за влияния сил внутреннего трения, а так же низкой плотности жидкости не достигают ее, а рассеиваются в объеме жидкости.

Дисперсность пены – это степень дробления пузырьков газа в объеме жидкости. Чем мельче размер пузырьков и больше их количество тем выше дисперсность пены. Пены характеризуются высокой полидисперсностью. Это значит, что размеры пузырьков не обязательно одинаковы, а варьируют в широких пределах.

Кратность пены – это соотношение объема пены и объема жидкости, находящейся между пузырьками газа. Кратность определяет форму пузырьков и плотность их упаковки. При кратности 10–20 пузырьки имеют сферическую форму. При более высоких значениях кратности пузырьки имеют форму многогранников и образуют ячеистую “сотовую” структуру, каркас которой образуют пленки жидкости.

Прочность пены и время ее существования зависят от структуры и состава пленок дисперсионной среды. Устойчивость пены оценивается временем жизни пузырьков, которая, в свою очередь, зависит от прочности пленки жидкости. Устойчивость пены (t) определяется как отношение высоты столба пены (h) к средней линейной скорости самопроизвольного ее разрушения (v)

1.26

Этот параметр зависит от величины поверхностного натяжения и содержания в нефти поверхностно-активных веществ, способных адсорбироваться на границе раздела фаз и образовывать прочные “бронирующие” оболочки на поверхности газовых пузырьков. Нефть может содержать большое количество природных ПАВ – смол, асфальтенов, парафинов и образовывать устойчивые пены при выделении газа.

Водонефтяные эмульсии

При подъеме обводненной нефти от забоя скважины до ее устья и дальнейшем движении по промысловым коммуникациям происходит непрерывное перемешивание нефти с водой, сопровождаемое образованием стойких эмульсий. В свою очередь перемешивание – является следствием турбулизации потока за счет энергии выделяющихся газовых пузырьков.

Образование и стойкость водонефтяных эмульсий в основном определяется скоростью движения водонефтяной смеси, относительной величиной содержания фаз, физико-химическими свойствами этих фаз, температурным режимом.

Термодинамически неустойчивые, эмульсии классифицируют по полярности дисперсной фазы и дисперсионной среды, а также по концентрации дисперсной фазы в системе:

Согласно первому признаку, различают эмульсии:

¾ неполярной жидкости (нефти) в полярной (воде) – эмульсии первого рода, или прямые («масло в воде» - М/В) (рис. 1.7 а)

¾ эмульсии полярной жидкости в неполярной среде эмульсии второ­го рода, или обратные (В/М) (рис. 1.7 б).

¾ множественные эмульсии (как прямого так и обратного типа). Данная группа эмульсий обычно формируется в процессе деэмульсации нефти и очистки нефтепромысловых сточных вод на границе раздела фаз нефть-вода (промежуточные слои).

Рис. 1.7. Нефтяные эмульсии: а) – первого рода, прямые, М/В;

б) второго рода, обратные, В/М. 1 – дисперсионная среда (сплошная, внешняя); 2 – дисперсаня фаза (разобщенная, внутренняя).

В эмульсиях М/В внешней фазой является вода, и поэтому они смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокой электропроводностью, в то время как эмульсии В/М смешиваются только с углеводородной жидкостью и не обладают заметной элек­тропроводностью. Установлено, что тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов нефти и воды: дисперси­онной средой обычно стремится стать та жидкость, объем которой больше.

Согласно второму признаку нефтяные эмульсии классифицируют по концентрации дисперсной фазы в дисперсионной среде, в связи с чем они подразделяются на три типа: разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные

К разбавленным относят эмульсии, содержащие до 0,2 % объемных дисперсной фазы; к концентрированным – с содержанием дисперсной фазы до 74 % объемных; к высококонцентрированным – с содержанием дисперсной фазы более 74 % объемных.

Особенности разбавленных эмульсий: 1) незначительный диаметр капель дисперсной фазы (10^-5 см); 2) наличие на каплях элек­трических зарядов; 3) низкая вероятность их столкновения; 4) высо­кая стойкость.

Особенности концентрированных эмульсий: 1) капли имеют относительно большие размеры и могут седиментировать; 2) могут быть как устойчивыми, так и неустойчивыми.

Особенности высококонцентрированных эмульсий: 1) капли дисперсной фазы практически не способны к седиментации; 2) вследствие большой концентрации могут быть деформированы.

Размеры капель дисперсной фазы в эмульсиях могут быть са­мыми разнообразными и колебаться в пределах от 0,1 до 100 и более мкм.

Нефтяные эмульсии характеризуются следующими основными физико-химическими свойствами: дисперсностью, стойкостью, вязкостью, плотностью и электрическими свойствами.

Дисперсность является важной характеристикой эмульсий, определяющей их свойства. Дисперсность эмульсий характеризуется тремя величинами: диаметром капель d, обратной величиной диаметра капель D=1/d, называемой обычно дисперсностью, удельной межфазной поверхностью, т.е. отношением суммарной поверхности глобул дисперсной фазы к общему их объему. Чем больше удельная поверхность, чем более стойкой является эмульсия.

Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы самых разных размеров.

Решающими параметрами, определяющими степень дисперс­ности эмульсии при совместном движении воды и нефти, являются скорость потока, величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштаб пульсации.

Стойкость (устойчивость) является самым важным показателем для нефтяных эмульсий. Под устойчивостью понимают способность эмульсии в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду. Стойкость эмульсии определяется в основном размерами капель, прочностью бронирующих оболочек, возникающих на поверхности капель в результате адсорбции ПАВ нефти (асфальто-смолистые вещества и тугоплавкие парафины) и флотации механических примесей.

На устойчивость нефтяных эмульсий большое влияние оказы­оказывают: 1) дисперсность системы; 2) физико-химические свойства эмульгаторов; 3) наличие на глобулах дисперсной фазы двойного электрического заряда; 4) температура смешивающихся жидкостей; 5) кислотность водной фазы.

Адсорбция диспергированных, особенно твердых, эмульгаторов на водонефтяной поверхности и утолщение их слоя на межфазной поверхности всегда протекает во времени, поэтому эмульсия со временем становится более устойчивой, т.е. происходит ее старение. В начальный период старение происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. вследствие этого свежие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее.

Устойчивость эмульсии определяется временем ее существо­вания и выражается очень простой формулой t = Н/ v, где Н- высота столба эмульсии, см; v - средняя линейная скорость расслоения эмульсии, см/с.

Различают агрегативную и кинетическую устойчивость. Первая характеризует способность глобул к укрупнению, а вторая расслоение эмульсии на нефть и воду.

Мерой общей устойчивости эмульсииможет служить изме­нение ее плотности за определенный промежуток времени в опреде­ленном слое или количество выделившейся воды при отстое.

Вязкость нефтяных эмульсий - не аддитивное свойство. Она зависит от следующих основных факторов: 1) вязкости нефти; 2) температуры, при которой формируется эмульсия; 3) соотношения объемов фаз (нефти и воды); 4) дисперсности эмульсии.

Эмульсии, как грубодисперсные системы, не подчиняются закону вязкого трения Ньютона. Вязкость эмульсии изменяется в зависимости от градиента скорости.

При увеличении доли воды в эмульсии выше некоторого критического значения вязкость эмульсии снижается. Критическое значение коэффициента обводненности W_к , при котором вязкость эмульсии начинает снижаться, называется точкой инверсии.

В точке инверсии происходит обращение фаз, в результате чего дисперсная фаза (вода) становится дисперсионной средой (внешней, сплошной), а дисперсионная среда (нефть) - дисперсной фазой (ра­зобщенной).

Обращение фаз» нефтяных эмульсий имеет исключительно большое практическое значение. Эмульсия типа М/В, имеющая внешней фазой воду, транспортируется при меньших энергетических затратах, чем эмульсия типа В/М. имеющая внешней фазой нефть. Поэтому при транспортировании эмульсий всегда нужно стре­миться к тому, чтобы внешней фазой являлась вода, а не нефть (при условии, конечно, что трубопроводы защищены от коррозии).

Критическое значение коэффициента обводненности для нефтей разных месторождений может колебаться в пределах 0,5-0,9, но в большинстве случаев оно равно 0,71. Такое разнообразие значений W, объясняется различием физико-химических свойств нефти и воды.

2. СБОР И ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА НЕФТИ ГАЗА И ВОДЫ

Промысловая подготовка нефти и газа предполагает доведение продукции добывающих скважин до унифицированных товарных кондиций в соответствии с техническими требованиями ГОСТ Р51858–2002 на нефть и ОСТ 51.40–93 на газ.