Структурная модель Менеузовского месторождения

отчет по практике

6. Химические реагенты для добычи нефти на месторождении

Нефть и конденсат, добываемые из скважин, выносят углеводородный газ, пластовую воду в количестве от 1 до 30% на нефть и механические примеси (до 1% масс. на нефть).

В воде содержится до 10 г/л минеральных солей, состав которых различается в зависимости от месторождений и составляет, % отн.: NaCl - 56 86; MgCl2 - 6 ё 10; CaCl2 - 8 ё 35.

Наличие воды и солей в нефти имеет следующие недостатки: соли, содержащиеся в воде при нагреве гидролизуются, вызывая коррозию аппаратуры и оборудования; вода имеет большую скрытую теплоту испарения и для ее отгонки от нефти требуется большой расход топлива; при испарении вода образует большой объем паров и нарушают процесс ректификации.

Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно, Хлористый натрий почти не гидролизуется. Хлористый кальций в соответствующих условиях может гидролизоваться в количестве до 10 % с образованием HCl. Хлористый магний гидролизуется на 90 %, причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Гидролиз хлористого магния может проходить под действием воды, содержащейся в нефти, а также за счет кристаллизационной воды хлористого магния. Разъедание аппаратуры продуктами гидролиза происходит как в зонах высокой температуры (трубы печей, испарители, ректификационные колонны), так и в аппаратах с низкой температурой (конденсаторы и холодильники).

MgCl2 + H2O - MgOHCl + HCl

При перегонке нефти и конденсата в результате разложения сернистых соединений образуется сероводород, который (в сочетании с хлористым водородом) является причиной наиболее сильной коррозии аппаратуры. Сероводород в присутствии воды и при повышенных температурах реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое железо:

Fe + H2S > FeS + H2

Покрывающая поверхность металла защитная пленка из FeS частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как сернистое железо вступает в реакцию:

FeS + 2HCl > FeCl2 + H2S

Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобождающийся сероводород вновь реагирует с железом.

Механические примеси состоят из песчинок пластовой породы, выносимых нефтью из пласта, кристалликов минеральных солей, продуктов коррозии и др. Растворенный газ при транспортировании и хранении нефти вызывает усиленные потери легких продуктов - нефть является "нестабильной".

Нефть подготавливается к переработке в два этапа - на нефтепромысле и на НПЗ. В задачу подготовки к переработке входит отделение механических примесей, воды и минеральных солей, а также попутного газа.

Механические примеси из нефти удаляют обычно отстоем в соответствующих сепараторах и резервуарах на промыслах и НПЗ, от которых их периодически очищают. Пластовая вода удаляется в резервуарах и отстойниках промысла, а диспергированная ее часть (эмульсия "вода в нефти") разделяется в специальных аппаратах - дегидраторах (на промыслах часто в термодегидраторах). При обезвоживании и обессоливании нефти удаляются и минеральные соли, растворенные в воде. Попутный газ отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением. Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в растворенном состоянии 0,5 - 1,5% углеводородов до бутана включительно. Эту растворенную часть газа извлекают на промысле при стабилизации нефти.

В зависимости от содержания в нефти воды и хлоридов установлены 3 группы сырой нефти, поступающей на НПЗ: I группа - содержание воды 0,5%, солей не более 100 мг/л; II - воды 1% и солей не более 300 мг/л; III - воды 1% и солей не более 1800 мг/л. Для всех групп содержание мехпримесей не должно превышать 0,05% и давление насыщенных паров при температуре нефти в пункте сдачи не более 66,7 кПа.

Нефть, углеводородные конденсаты и вода взаимно нерастворимы (лиофобны) и при интенсивном перемешивании образуют водонефтяную дисперсную смесь (эмульсию чаще всего "вода в нефти"), разделение которой в обычных отстойниках не происходит из-за малого размера частиц диспергированной воды и наличия в смеси стабилизаторов эмульсии.

Образуется эмульсия за счет турбулизации водонефтяной смеси при движении ее по стволу скважины, через задвижки и штуцеры и по трубопроводам от скважины до узла подготовки нефти. Основное количество воды отделяется отстоем и представляет собой также дисперсную систему "нефть и воде", т. е. воду, в которой диспергированы мелкие капли нефти. Отделение этой диспергированной нефти в пластовой воде производят на установке подготовки воды, и отделенную нефть возвращают в основной поток нефти.

Капли глобулы диспергированной воды имеют диаметр от 0,1 до 1000 мкм, и каждая из них окружена адсорованной на поверхности глобул сольватной оболочкой - концентратом высокомолекулярных полярных веществ нефти, называемых эмульгаторами. Наличие этого сольватного слоя создает защитную "скорлупу" вокруг каждой глобулы воды, препятствующую слиянию (коалесценции) глобул при самопроизвольном столкновении. Этот сольватный слой часто называют АСПО - асфальто-парафиновое отложение.

Процесс образования сольватных оболочек начинается сразу же в момент дробления воды на мелкие глобулы и продолжается в течение всего времени, пока существует эмульсия. Поэтому чем больше время существования эмульсии, тем толще становится сольватный слой и тем прочнее его защитное действие.

Интенсивность адсорбции эмульгаторов на поверхности глобул воды определяется тем, что дисперсная фаза (вода) при указанных выше размерах капель имеет огромную межфазную поверхность (десятки квадратных метров в литре нефти). Поэтому на такой поверхности может адсорбироваться большое количество веществ, стабилизирующих эмульсию, т.е. придающих ей характер кинетически устойчивой среды.

Одной из важнейших характеристик эмульсии является дисперсность частиц воды. Нефти после подготовки на нефтепромысле являются мелкодисперсными системами, имеющим, следующий спектр диаметр» частиц воды мкм:

Размер частиц, мкм Содержание, %

0,1_________________ 2-3

2-4_________________ 56

4-6 ________________ 18

6-10_______________ 15

> 10_______________ 8

Очень важно для характеристики эмульсии и выбора методов ее разрушения знание свойств эмульгаторов, образующих защитные сольватные оболочки и определяющих устойчивость эмульсии.

Установлено, что основными эмульгаторами и стабилизаторами эмульсии - вода - нефть, являются асфальтены и высокоплавкие парафины, а также высокодисперсные твердые частицы ( минеральные и карбоиды). При этом устойчивость эмульсий зависит не столько от концентрации перечисленных эмульгаторов, сколько от степени их коллоидности, которая, в свою очередь, определяется наличием в нефти парафиновых и ароматических углеводородов.

Прочность сольватной оболочки, где сконцентрированы эмульгирующие вещества, зависит также от рН водной фазы. Химический состав глобул воды и наличие в ней ионов некоторых соединений оказывает влияние на состав и свойства адсорбированных эмульгаторов. Прочность сольватной оболочки максимальна в кислой среде, и минимальна - в щелочной.

К факторам, определяющим устойчивость эмульсий, относятся следующие:

Средний диаметр глобул воды. Чем меньше диаметр глобулы, тем медленнее будет глобула оседать в массе нефти и тем более устойчивой будет эмульсия.

Для того чтобы снизить устойчивость эмульсии и облегчить (ускорить) отделение от нее воды, необходимо укрупнить капли воды, т.е. создать условия для их коалесценции (слияния).

Время жизни эмульсии. Чем больше прошло времени с момента образования эмульсии, тем толще сольватный слой эмульгирующих веществ вокруг капель воды и тем прочнее эта защитная оболочка, препятствующая коалесценции капель при их соударении. Кроме того, имеет значение и характер гидродинамических воздействий на поток нефти в процессе ее движения от места добычи к месту переработки (число и тип перекачивающих насосов, длина и профиль трассы нефтепроводов, число задвижек и других местных сопротивлений по трассе и т.д.). Чем больше нефть подвергается таким местным воздействиям, тем мельче становится средний диаметр капель и тем устойчивее эмульсия.

Физико-химические свойства нефти и химический состав эмульгированной воды. Имеются в виду главным образом плотность нефти, ее вязкость и состав эмульгаторов. рН водной фазы.

Причиной образования устойчивых нефтяных эмульсий является перемешивание пластовой воды с нефтью и конденсатом при добыче и перекачке, а также содержащихся в ней парафинов, асфальто-смолистых веществ, ПАВ и др. Наличие воды в нефти вызывает повышенный расход топлива на ее испарение, повышение скорости паров в аппаратуре. Наличие солей, особенно хлоридов кальция и магния, при нагреве нефти при температурах выше 100°С вызывает в присутствии воды их гидролиз с образованием HCl, коррозирующей оборудование и аппаратуру. Коррозия резко увеличивается при наличии в нефти или образовании сероводорода.

Сущность процесса обессоливания и обезвоживания нефти и конденсата заключается в их водной промывке при смешении нагретой нефти и конденсата с пресной водой, последующем разрушении образуемой при этом водонефтяной смеси и отделении соленой воды от нефти.

В технике применяют термический, механический, химический и электрический, а также их комбинации методы разрушения эмульсий. Общим для всех этих методов является стремление достичь максимальной скорости и полноты осаждения воды.

Термическое разрушение эмульсии заключается в нагреве нефти до температуры 65-160оС, так как подогрев снижает вязкость нефти, ее поверхностное натяжение и увеличивает разность плотностей воды и нефти. Для того чтобы избежать испарения нефти и воды, разрушение эмульсий ведут при избыточном давлении до 0,6ё1,6 МПа.

К механическим методам относятся отстаивание и фильтрация. Их применяют к нестойким легко разрушающимся или разрушенным эмульсиям. Простейшим из них является гравитационное отстаивание в аппаратах большой емкости, где нефть пребывает в течение 1 - 2 ч при температуре 120 - 140 °С и давлении до 1,5 МПа. Отстой происходит вследствие разности плотностей разделяемых фаз в зависимости от диаметра частиц и вязкости дисперсионной среды. На промыслах устанавливают вертикальные или горизонтальные дегидраторы. Для удаления солей нефть обрабатывают 1-5% деминерализованной воды. Длительность отстоя составляет 2-4 ч. Фильтрацию через различные фильтрующие материалы осуществляют достаточно редко.

Эффективность механического разделения эмульсии можно существенно повысить, если вместо сил гравитации использовать центробежную силу, т. е. подвергать эмульсию центрифугированию. Однако из-за сложности аппаратурного оформления такой метод для промышленного разделения эмульсии применения не нашел.

К механическим методам разрушения эмульсий можно отнести также фильтрование через фильтры избирательной смачиваемости. Если фильтрующий элемент (песок, древесная стружка) смачивается только водой и не смачивается нефтью, то пропуская через такой фильтр нефтяную эмульсию, можно отделить значительное количество воды от нефти (особенно если эмульсия грубодисперсная). Такой метод иногда применяется на миниНПЗ, хотя фильтрующий элемент быстро выходит из строя и требует частой замены.

Механические методы, в частности отстой, малопроизводительны и в чистом виде практически не применяется, но отстой входит как обязательный элемент во все термохимические и электротермохимические методы.

Teрмохимический метод сочетает ввод в систему деэмульгатора - химического вешества деэмульгатора, разрушающего защитную сольватную оболочку вокруг глобул воды, с осаждением коалесцированных капель воды в нагретой нефти. Метод позволяет существенно увеличить скорость осаждения капель за счет снижения плотности и вязкости нефти (нагрев нефти до 60 - 130 °С) и ускорения укрупнения капель за счет ослабления защитных оболочек и облегчения их коалесценции в процессе движения нефти.

Деэмульгатор вводят в поток нефти в смесителе в количестве 5-100 г/т нефти. Обладая хорошими поверхностно-активными свойствами, деэмульгатор воздействует на адсорбированные вокруг капель воды сольватные оболочки эмульгаторов за счет:

· адсорбционного вытеснения (замещения) эмульгатора сольватной оболочки;

· химического взаимодействия компонентов деэмульгатора и разрушения сольватного слоя;

· образования эмульсии противоположного типа, т. е. инверсии фаз.

В результате пленка из эмульгирующих веществ вокруг капли воды разрушается, резко снижаются ее прочность и защитные свойства, что способствует коалесценции капель воды.

Термохимический метод в чистом виде используют обычно на промыслах как метод обезвоживания нефти с небольшой глубиной обессоливания.

Следует кратко рассмотреть основные требования к деэмульгатору и его характеристики. Деэмульгаторы - это химические вещества, которые, должны:

Делись добром ;)