Cтраница 2
В работах [117, 122, 135,137, 218-220] приводятся данные, согласно которым эффективность действия маслорастворимых деэмульгаторов возрастает при введении их в виде нефтеводореа-гентных смесей либо нефтяных растворов, водорастворимых - в виде водных растворов по сравнению с действием неразбавленных реагентов. Это объясняется, помимо улучшения условий распределения деэмульгатора в потоке, необходимостью увеличения его доли, находящейся в растворенном состоянии, поскольку, по мнению авторов исследований, приведенных в работах [122, 218, 219, 221], взаимодействие деэмульгаторов с компонентами бронирующей оболочки происходит на молекулярном уровне, а растворимость деэмульгаторов в нефти ограничена. [16]
При дозировках 25 г / т и 50 г / т, которые соответствуют разбавлению эмульсии с исходным содержанием деэмульгатора 100 г / т необработанной эмульсией на 50 и 75 %, в пробах растет остаточное содержание воды за счет увеличения доли мелких капель ( см. рис. 3.35, цв. Возможный механизм образования ассоциатов повышенной устойчивости связан с затрудненным распределением деэмульгатора в объеме воды и нефти, вследствие чего происходит образование комплексов, включающих как воду, так и некоторые коллоидные компоненты нефти, которые адсорбируются на фрагментах деэмульгатора. [17]
Как уже упоминалось, с повышением температуры количество переходящего в воду деэмульгатора уменьшается. При несомненной зависимости величины К9 от температуры и подтверждении этого авторами работы [185] тем не менее утверждается, что это очевидно не для всех деэмульгаторов. Эти результаты свидетельствуют, что распределение деэмульгаторов обусловлено также и их структурой. Данные табл. 3.9 и ЗЛО и графики на рис. 3.19 позволяют заключить, что для деэмульгаторов Рекод 752 и СНПХ 4501 доля перехода в воду деэмульгатора при повышении температуры уменьшается. [18]
При этом высокие локальные концентрации были отмечены для объектов с относительно невысоким удельным расходом деэмульгатора ( ЦДНГ-1, девон, 75 9 г / т), и в то же время при высоком его удельном расходе ( 144 6 г / т, ЦДНГ-4, карбон) больших локальных концентраций не зафиксировано. Превышение почти на 25 % по сравнению с нормативным расхода и высокая удельная дозировка деэмульгатора вряд ли могут быть оправданы технологической необходимостью. В системе сбора угленосной нефти, для которой отмечен меньший объем обработки нефти одним дозатором, распределение деэмульгатора по направления перемещения продукции скважин осуществляется более равномерно, хотя по системе сбора девонской нефти существование высоких локальных концентраций не всегда можно объяснить только относительно большей удельной нагрузкой на дозатор. [19]
Для уменьшения вязкости нефти иногда на забой скважины подают воду, не создающую эмульсию. Уменьшение вязкости нефти способствует уменьшению расхода электроэнергии и увеличению ее добычи. Некоторые американские фирмы предпочитают нагнетать деэмульгатор в скважину предварительно смешанный с водой, но, как показала практика, хотя при этом и получается хорошее перемешивание и распределение деэмульгатора в воде, однако этот метод сложный и дорогой по сравнению с неразбавленным деэмульгатором. Для названного метода требуются чаны, насосы, а применение деэмульгатора ограничивается только водорастворимым. Такие деэмульгаторы могут и не быть наиболее эффективными по отношению к данной эмульсии. В холодную погоду систему необходимо защищать от замерзания. Метод ввода деэмульгатора вместе с водой широко использовался до того, как были сконструированы надежные и точные дозирующие насосы. [20]
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. [21]
Лучшим способом эффективного использования деэмульгатора, как отмечалось в литературе [3], является введение его в поток нефти как можно раньше для установки подготовки нефти. Обычно смешение эмульсии с реагентом достигалось в трубопроводах при ее движении в турбулентном режиме. С течением времени перемешивание эмульсии с реагентом вручную было заменено перемешиванием ее с помощью насоса, работающего по замкнутому циклу. Нефть перемешивалась с деэмульгатором в процессе ее движения по трубопроводам от скважин к резервуарам-отстойникам. Процессы, происходящие при движении обрабатываемой реагентом эмульсии по трубопроводам, изучены еще не были, поэтому с технологической точки зрения трубопроводам отводилась роль лишь смесительных устройств, обеспечивающих наиболее полное и эффективное использование деэмульгаторов. Однако название способа не отражает существа процессов, происходящих при этом, что соответствует уровню их изученности в то время. При введении реагента в поток добытой нефти происходят интенсивный массообмен и распределение деэмульгатора в каплях пластовой воды, в. Появившийся позднее метод трубной деэмульсации [1, 4, 5] был разработан на основе более полного представления о процессах, происходящих в потоке при его транспортировании в турбулентном режиме. [22]