Разрушение - водонефтяная эмульсия
Cтраница 3
С другой стороны, образование адсорбционных пленок на границах раздела нефть - вода затрудняет разрушение водонефтяных эмульсий при подготовке нефти на промыслах. [31]
Адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела нефть - вода, определяют механизм образования и разрушения водонефтяных эмульсий. [32]
Поверхностное натяжение влияет на процессы фильтрации и вытеснения нефти в пористой среде, образования и разрушения водонефтяных эмульсий, затрудняет сепарацию нефти от газа при промысловой подготовке. Значение поверхностного натяжения нефти зависит от ее состава, физико-химических свойств, температуры, давления, от количества растворенного в ней газа. Тяжелые нефти имеют большое поверхностное натяжение, легкие - меньшее. С увеличением пластового давления поверхностное натяжение увеличивается. При увеличении количества растворенного в нефти газа и повышении температуры поверхностное натяжение уменьшается. [33]
К масло-растворимым ПАВ относятся также и деэмульгаторы с высокой степенью гидрофобности, которые применяются для разрушения водонефтяных эмульсий. Практика использования глубинных дозаторов для подачи деэмульгаторов и затрубных заливок показала, что неконтролируемый вынос реагента приводит к выделению его избытка в отдельную фазу, представляющую собой гелеобразные частицы с ассоциированными вокруг каплями воды и являющуюся центром адсорбции и концентрирования гидрофобизированных частиц мехпримесей, особенно сульфида железа. [34]
Для отделения оставшейся в нефти эмульгированной воды ( Эпв на рис. 7.1) используют специальные методы разрушения водонефтяных эмульсий. [35]
С целью проверки универсальности способа, т.е. определения того, в какой зависимости находится эффективность данного способа интенсификации разрушения водонефтяных эмульсий от типа нефтей, от их физико-химических свойств, был проведен ряд экспериментов. [37]
Как следует из результатов работ [176, 177], коэффициент фазового распределения ( в данном случае - доля деэмульгатора, перешедшего в воду после разрушения водонефтяной эмульсии) не зависит от обводненности. Это объясняется явлением мицеллооб-разования. При возрастании объема водной фазы равновесная концентрация сохраняется за счет ухода в воду части деэмульгатора, переходящего из мицеллярного в молекулярное состояние, за счет чего общее количество его в воде не изменяется. В то же время другие авторы [186-188] утверждают, что на распределение деэмульгатора, в основном, влияет обводненность эмульсии. В частности, такие данные приводятся для деэмульгатора Дипроксамин 157 - 65М, который характеризуется ими, как водорастворимый. В продукции с малой обводненностью ( от 2 до 12 %) этот деэмульга-тор от 85 до 86 % сосредоточен в нефти, в эмульсии высокой обводненности ( 90 %) - в водной фазе ( 78 %), причем унос деэмульгатора наблюдается в основном ( 72 %) на стадии предварительного сброса воды. [38]
В этом проявляются различия действия деэмульгаторов с флокуляционным и поверхностно-активным механизмом действия, хотя это лишь некоторые моменты этого сложного и многостадийного процесса разрушения водонефтяных эмульсий. Что касается использования деэмульгатора на ступени обессоливания, можно констатировать лишь следующее. [39]
Химическое воздействие на скважину и промысловые нефтегазосбор-ные трубопроводы носит многоцелевой характер: предотвращение отложений асфальтосмолистых и парафиновых отложений ( АСПО); предупреждение образования или разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий; защита от выпадения неорганических солей; антикоррозионное ингибирова-нис; формирование оптимальных структур течения газожидкостных смесей. [40]
Химическое воздействие на скважину и промысловые нефтегазосбор-ные трубопроводы носит многоцелевой характер: предотвращение отложений асфальтосмолистых и парафиновых отложений ( АСПО); предупреждение образования или разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий; защита от выпадения неорганических солей; антикоррозионное ингибирова-ние; формирование оптимальных структур течения газожидкостных смесей. [41]
Выявление и оценка побочных эффектов включают: определение действия реагента на набухаемость глин; совместимость реагента с пластовыми водами; его влияние на жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий, на образование и разрушение водонефтяных эмульсий, а также на коррозионную активность реагента. [42]
В зависимости от конкретно поставленной задачи - достичь частичного или полного расслоения водонефтяной эмульсии в коа-лесценторе, число перегородок и величина площади сечения потока могут сохраняться или изменяться, обеспечивая наиболее благоприятные гидродинамические условия для разрушения водонефтяной эмульсии. [43]
Один из способов интенсификации - это совмещение процессов предварительного обезвоживания с процессом разгазирования в одной и той же емкости, что позволяет не только полнее использовать установленный объем технологического оборудования, но и значительно ускорить процесс разрушения водонефтяной эмульсии и отделения свободной воды. [44]
Принципиальная схема подготовки нефти на Гремихинском месторождении показана на рис. 8.2. Нефть после первой ступени сепарации с температурой 16 С поступает в отстойники ОГ-200, где происходит первая холодная ступень деэмульса-ции. Здесь происходит разрушение водонефтяной эмульсии в присутствии деэмульгатора, который подается перед первой ступенью сепарации. В отстойнике в течение 4 ч происходит частичное оседание и сброс пластовой воды на подготовку ее для закачки в поглощающий пласт. Далее нефть с обводненностью до 30 % поступает в буферную горизонтальную емкость 16 м3, обеспечивающую ритмичную работу насосных агрегатов, которыми нефть откачивается на ступень глубокого обезвоживания, включающую вторую ( горячую) ступень деэмульсации в отстойниках типа ОГ-200С и обработку в электрическом поле. Перед второй ступенью деэмульсации нефть нагревается в теплообменниках до температуры 35 - 40 С и в подогревателях до 70 - 80 С в присутствии деэмульгатора, который подается с удельным расходом 65 г / т перед перекачивающими насосами, установленными после буферной емкости. Теплообменник и подогреватель выполнены в виде противоточных теплообменников типа труба в трубе. Нагрев в теплообменниках происходит за счет тепла нефти, поступающей из электродегидрато-ров с температурой 65 С. Дальнейшее повышение температуры в подогревателях происходит за счет контактирования с потоком горячей воды, подогреваемой в печах БН-54. В электродегидрато-рах происходит дальнейшее обезвоживание и обессоливание нефти до получения товарной кондиции. Для обессоливания используется подофетая пресная вода, которая подается в электродегидраторы в объеме 10 % от объема обрабатываемой нефти. Обезвоженная и обессоленная нефть после отдачи тепла в теплообменнике с температурой 40 С поступает в установку горячей сепарации ( второй концевой сепарации) и через узел качества и коммерческого учета подается на прием насосов перекачки в магистральный нефтепровод. [45]
Страницы: 1 2 3 4