Совмещение процессов сепарации и деэмульсации нефти

Совмещение технологических процессов в одних и тех же ап­паратах дает возможность значительно сократить число аппаратов на промыслах, существенно упростить их обслуживание, ускорить обу­стройство нефтяных промыслов в целом и повысить эффективность использования аппаратуры на всех стадиях разработки нефтяных ме­сторождений. Совмещение процессов сепарации газа II ступени с частичным обезвоживанием нефти в ряде случаев успешно решается в рамках предварительного сброса определенного количества воды перед поступлением эмульсии на установки подготовки нефти, где осуществляется основной процесс. При этом используется эффект умеренной турбулизации свободным газом эмульсии при рассредото­ченном прохождении ее вместе с газом через слой воды.

Исследованиями ТатНИПИнефть (Тронов В.П.) установлена принципиальная возможность совмещения процессов сепарации газа с глубоким обезвоживанием и обессоливанием нефти и получением из технологического цикла чистых дренажных вод, пригодных для закачки в пласт. В отличие от совмещен­ной технологии предварительного сбро­са воды, в новом технологическом про­цессе деэмульсации нефти, позволяю­щем осуществлять прямое глубокое обезвоживание и обессоливание нефти при ее разгазировании, исключены про­межуточные операции по укрупнению капель, их коалесценции и т.д. В нем ис­пользован эффект прямой доставки глобул пластовой воды в состав дренажных вод за счет оттеснения глобул расши­ряющимися газовыми пузырьками из внутренних областей капли непосредст­венно на контур ее контакта с дренажной водой. Для этого эмульсия с растворен­ным в ней газом вводится в капельном состоянии через сопла форсунок (или других устройств) в рабочий объем ка­меры с гидрофильной средой. В момент перехода в гидрофильный объем капли вспениваются изнутри пузырьками газа в соответствии с заданным перепадом дав­ления на соплах форсунки. Это позволяет вести процесс деэмульсации нефти при скоростях потока, соизмеримых со скоростью всплывания газово-эмульсионных пузырьков в водной среде, т.е. на 4 – 5 порядков выше, чем при обычной технологии. Впрыскивание газированной нефти в капельном состоянии в водную среду, содержащую реагент-деэмульгатор, при снижении давления приводит к резкому выделению газа, общему увеличению поверхности капель нефти, контактирующей с активной водой, утоньшению пленки нефти и разрушению в связи с этим тон­кодисперсной части эмульсии, соприкасающейся с окружающей кап­ли активной водой (рис. 7.9).

Увеличение поверхности капель нефти в зависимости от коли­чества выделившегося свободного газа определяется по приведенно­му уравнению и графически представлено на рис. 7.10.

 

, (7.4)

 

где S₁ – новая поверхность капли; S – поверхность исходной капли; n – кратное количество объемов выделившегося газа по отношению к исходному объему капли (коэффициент вспенивания).

Толщину эмульсионного слоя при разгазировании капель в за­висимости от числа объемов выделившегося газа также можно опре­делить по формуле (7.5) и определить графически (рис. 7.10а)

 

 

, (7.5)

 

где ; d – диаметр исходной капли.

Возникающие в капле пузырьки газа могут иметь различное расположение и структуру, которая зависит от газового фактора (при данном перепаде), свойств нефти и времени всплытия эмульсионного пузырька с газовым подъемником в водной среде (рис. 7.11). В идеальном виде расположение газового пузырька (г) внутри эмуль­сио нной капли соответствует позиции IV (см. рис. 7.11).

В связи с тем, что нефть (н) по отношению к воде (в) на грани­це раздела с газом играет роль поверхностно-активного вещества, выскальзывание газового пузырька из эмульсионной капли в водную среду энергетически невыгодно и поэтому невозможно. Анализ пока­зал, что при равных поверхностях практически всегда

 

, (7.6)

 

где – поверхностное натяжение.

Рис.7.10. Изменение по­верхности (1) и толщины пленки (Н) эмульсии пен­ной ячейки (2) в зависимо­сти от коэффициента вспенивания

Рис.7.10а. Изменение толщины пленки эмульсии (Н) и зависимо­сти от диаметра исходной капли (d) для различных значений ко­эффициента вспенивания: 1 – 14 – коэффициенты вспенивания, рав­ные соответственно 1, 2, 3, 4, 5, 10, 15, 20, 25,30, 35,40, 45,50

 

Рис.7.11. Варианты расположения газового ядра (пузырьков) в пенной ячейке: I – распределение тонкодисперсное; II – распределение крупнодисперсное; III – эксцентричное ядро; IV – концентричное ядро с толщиной пленки, соизмеримой с диаметром капель; V – эксцентричное ядро с отде­ляющимся натеком: 1 – пенная ячейка; 2 – глобула воды; 3 – газовое ядро; 4 – пленка нефти

 

Т.е. переход газового пузырька в водную фазу невозможен. С учетом поверхностей контакта (S) это неравенство можно записать в следующей форме:

 

, (7.7)

 

где S_вг = S_нг.

Выскальзывание газового пузырька из капли эмульсии привело бы к появлению еще одного слагаемого в левой части уравнения, что сделало бы дебаланс неравенства еще большим, т.е.

 

. (7.8)

 

Экспериментальные данные о соотношении поверхностного натяжения на границах раздела фаз нефть – вода, нефть – газ и газ – вода представлены в табл. 7.2, из которой видно, что сумма поверхностных натяжений на границе раздела нефть – газ и нефть – вода для всех нефтей меньше по­верхностного натяжения на границе раздела вода – газ.

Поверхностное натяжение нефти на границе раздела со своими парами оказывается еще меньше. При наличии в воде поверхностно-активных веществ поверхностное натяжение на границе с нефтью резко понижается, вплоть до 2 – 5 дн/см. В зависимости от концентра­ции растворимых в воде ПАВ поверхностное натяжение на границе с газом уменьшается лишь до 36 – 45 дн/см. Поэтому неравенство (7.8) сохраняется (табл. 7.3).

Таблица 7.2

Вещество	Поверхностное натяжение на границе
с газом	с водой
Вода	72,5		72,5
Туймазинская нефть	27,2	30,2	57,4
Сураханская нефть	25,8	27,8	53,6
Балахинская нефть	28,9	27,1	56,0
Бинагазинская нефть	31,0	19,0	50,0
Ромашкинская нефть	28,0	25,6	53,6
Ухтинская нефть	31,1	33,3	64,4
Старогрозненская нефть	29,0	26,0	55,0

 

Таблица 7.3

Поверхностно-активное вещество	Поверхностное натяжение на границе раздела, дн/см	Концентрация ПАВ, мг/л
с углеводородом	с газом
Плюроник-68
Плюроник-64
Блоксополимер окиси этилена
ОП-7
ОП-7
ОП-10
Дисолван 4411
Дисолван 4411
НЧК

 

Идеальный процесс совмещения разгазирования с деэмульсацией нефти в слое гидрофильной среды (вода, обогащенная поверх­ностно-активными веществами) достигается при толщине слоя эмульсии вокруг газового ядра, равной представительному диаметру капель пластовой воды или меньшей его (см. рис.7.9). В этом случае обеспечивается жесткий контакт гидрофильной среды с бронирующими оболочками каждой капли, которые под воздействием реагента разрушаются, а содержимое капель переходит в состав дренажной воды. Аналогично осуществляется глубокое обессоливание нефти.

Пенная деэмульсация эффективна при соблюдении следующих дополнительных условий:

а) время всплытия пенного элемента (группы или одного газо­вого пузырька, окруженного слоем эмульсии) должно быть достаточ­ным для разрушения бронирующих оболочек на каплях пластовой воды;

б) общее количество и размеры пенных элементов, всплываю­щих в слое воды, при их наиболее плотной упаковке теоретически ограничиваются просветностыо (сечение, занятое водой) порядка 26%;

в) производительность аппарата должна определяться количе­ством и скоростью свободного подъема пенных элементов в жидкой фазе чему и должна соответствовать скорость вспрыскивания в вод­ный объем новых капель эмульсии.

В целом производительность аппаратов пенной деэмульсации может быть определена по формуле:

 

, (7.9)

 

где Q – производительность по жидкости, м³/с; S – сечение аппарата, м²; z – коэффициент распределения пенных ячеек по сечению аппа­рата; t – время, необходимое для разрушения оболочки при всплытии пенной ячейки, с; n – коэффициент вспенивания, равный отношению кратного объема газового ядра к объему нефти в пенной ячейке.

Пенные деэмульсаторы как в горизонтальном, так и вертикаль­ном вариантах исполнения могут иметь исключительно высокую производительность.

Теоретически пропускная способность аппарата площадью 1 м² достигает 25 млн.т/год. Время пребывания нефти в рабочей зоне аппарата определяется несколькими минутами.

Совмещение операций по разгазированию нефти с ее горячей сепарацией и деэмульсацией в гидрофильной среде сопровождается также автоматической очисткой дренажных вод за счет эффектов флотации. Любая, самая маленькая частица нефти, впрыскиваемая в гидрофильный объем, снабжается своим газовым ядром, которое не­избежно увлекает ее на верхнюю границу раздела фаз нефть – вода. Это позволяет получать чистую дренажную воду, пригодную для за­качки в пласт без дополнительной обработки на очистных сооруже­ниях.

При подборе технологического режима пенной деэмульсации нефти должны быть правильно оценены размеры исходных капель эмульсии, вводимой в объем воды, обогащенной деэмульгаторами, а также фактор вспенивания n. Толщина эмульсионного слоя вокруг газового ядра (см. рис. 7.10) уменьшается особенно быстро при соот­ношении объемов выделившегося газа и исходной капли нефти от 1 до 10 – 15, хотя на практике оптимальное соотношение может быть принято и другим. Это зависит от диаметра капелек пластовой воды в эмульсионном слое вокруг газового ядра, состояния их бронирующих оболочек и других технологических параметров. В этом же интервале наиболее резко изменяется и поверхность контакта эмульсии с обо­гащенной деэмульгаторами водной средой.

На рис. 7.11 видно, что с уменьшением диаметра исходной кап­ли, при всех прочих равных условиях, толщина эмульсионной пленки вокруг газового ядра также снижается. Для достижения толщины эмульсионной пленки 100 мк достаточно иметь исходную каплю диаметром 2 мм, вспененную изнутри пятью объемами выделившего­ся газа. Отсюда также следует, что вспенивание исходных капель размером от 0,5 до 10 мкм 15 объемами газа и более влияет на утоньшение эмульсионной пленки в меньшей мере, чем снижение размеров самих капель. При выборе оптимальных параметров вспе­нивания (n) учитывается вязкость нефти и связанная с этим возмож­ность оттеснения части жидкости в тыльные зоны всплывающей пен­ной ячейки (см. рис. 7.12 отдельных случаях возможен разрыв ячейки на две части, меньшая из которых может оказаться без газово­го ядра.

 

 

7.5 Использование трубопроводов в качестве технологических аппаратов подготовки нефти