Предпосылки использования химических реагентов в процессах подготовки нефти

ВВЕДЕНИЕ

Подготовка нефти  на промыслах занимает важное положение  среди основных процессов, связанных  с добычей, сбором и транспортированием товарной нефти потребителю - нефтеперерабатывающим  заводам или на экспорт. От качества подготовленной нефти зависят эффективность и надежность работы магистрального трубопроводного транспорта, качество полученных из нее продуктов.

На конечных стадиях разработки нефтяных месторождений  содержание воды в нефти может  достигать 90% и более, при этом сырье, поступающее на установки подготовки нефти, характеризуется не только разнообразием физико-химических свойств, но и изменением его состава во времени.

На всем протяжении освоения нефтяных месторождений для  подготовки нефти применяли большое  количество зарубежных и отечественных химических реагентов. Однако нередко свойства реагентов использовали нерационально, что приводило к перерасходу или затрудняло получение нефти высокого качества.

В связи с  этим актуально исследование развития и перспектив применения химических реагентов в области подготовки нефти. Цели работы:

- проанализировать  и установить основные этапы  и направления применения химических  реагентов;

- определить  группы наиболее эффективных  реагентов, позволяющих повысить  качество товарной нефти и  снизить себестоимость подготовки нефти.

Научная новизна  работы заключается в том, что  впервые в историко-техническом  плане рассмотрено применение химических реагентов для решения задач подготовки нефти, определены и исследованы основные периоды развития процессов подготовки нефти с использованием химических реагентов.

Впервые рассмотрена  и проанализирована связь между  развитием производства химических реагентов химической и нефтехимической  промышленностями и использованием их при подготовке нефти.

Практическая  значимость заключается в том, что впервые обобщен материал по истории применения химических реагентов при подготовке нефти. Определены приоритетные направления и перспективные группы реагентов. Материалы работы приняты к использованию в ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов», он учитывается при разработке и подборе химических реагентов для подготовки нефти к транспорту.

Результаты работы используются при чтении курсов "Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов", "Основы нефтегазового дела" для  студентов специальности 09.07.00 в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Глава I. Предпосылки использования химических реагентов в процессах подготовки нефти.

Деэмульсация  нефтей в 1930-е годы являлась актуальной задачей нефтяной промышленности. Способы подготовки нефти, применяемые в этот период, являлись дорогостоящими и малопроизводительными.

Примером нерационального  метода деэмульсации считали способ Буха, заключающийся в обработке  эмульсии регенерированной серной кислотой. Поскольку этот реагент вызывал коррозийность нефти, операции деэмульсации с последующей промывкой водой приходилось производить в открытых амбарах. Операции, связанные с эти методом были сложны, громоздки, а необходимость хранения нефти в ямах была сопряжена со значительными потерями бензиновых фракций.

Разрешение вопросов деэмульсации задерживались и тем, что промысловики не считали необходимым  заниматься этим вопросом, полагая, что  деэмульсацию должны производить переработчики.

Коррозия нефтеперегонной  аппаратуры при перегонке зольнистых эмульсионных нефтей вызывалась наличием хлористых солей MgCl2, CaCl2, NaCl. Подвергаясь гидролизу в присутствии воды при повышенных температурах, эти соли образовывали свободную соляную кислоту, разъедающую нагревательные трубы, колонны, конденсаторы.

Проблеме деэмульсации уделялось недостаточное внимание. На промыслах предпочитали сжигать  эмульсии в прудах, спускать в амбары для отстоя или же откачивать в  нефть, загрязняя ее, чем заниматься их разложением.

Проведение исследований по деэмульсации, проработка некоторых методов и их внедрение происходили большей частью кустарно, неорганизованно, без достаточного изучения имеющихся литературных данных, зарубежного опыта. Для устранения отмеченных последствий переработки эмульсионных нефтей требовалось скорейшее разрешение проблемы деэмульсации с применением совершенных методов.

Вода в нефти  появляется вследствие поступления  к забою скважины подстилающей воды или воды, закачиваемой в пласт  с целью поддержания давления. Пластовые воды различных месторождений значительно отличаются по составу и концентрации растворенных в них минеральных солей, содержанию газа и наличию микроорганизмов.

При движении нефти  и пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их взаимное перемешивание, а в результате перемешивания - дробление [2]. Процесс дробления одной жидкости в ,- другой называют диспергированием, в результате образуются эмульсии. Эмульсия

представляет  собой смесь двух взаимно не растворимых  жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Диспергированную жидкость называют внутренней, или дисперсной фазой, а жидкость, в которой она находится - дисперсионной, или внешней средой.

Все нефтяные эмульсии делятся на три группы [3]:

I группа - эмульсии обратного типа (вода в нефти), в ней содержание дисперсной фазы (воды) в дисперсионной среде (нефти) может колебаться от следов до 90-95%;

II группа - это  эмульсии прямого типа (нефть  в воде). Образуются они в процессах  разрушения обратных эмульсий, т.е.  при деэмульсации нефти;

III группа - это  "множественная" эмульсия. Как  показали исследования [4, 5] она характеризуется  повышенным содержанием различных  механических примесей.

В пластовых  условиях нефтяные эмульсии отсутствуют. Для образования эмульсии недостаточно только перемешивания несмешивающихся жидкостей. Если взять чистую воду и чистую нефть, то сколько бы их не перемешивали, эмульсия не образуется. Чтобы она образовалась, необходимо наличие в нефти особых веществ - естественных эмульгаторов или естественных поверхностно-активных веществ. К ним относятся асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты и другие мельчайшие механические примеси, как ил и глина.

В процессе перемешивания  нефти с пластовой водой и  образования мелких капелек воды, частицы эмульгирующего вещества на поверхности этих капелек образуют пленку (оболочку), препятствующую слиянию капелек.

С образованием пленки на поверхности глобулы воды связывают процесс "старения" эмульсии. С течением времени пленки вокруг глобул воды становятся очень прочными и трудно поддаются разрушению.

Наличие электрических  зарядов на поверхности глобул увеличивает  стойкость эмульсий [6]. Электрическое  состояние диспергированной воды определяется электрическим зарядом как самой  капли, так и окружающей ее оболочки, которая несет противоположный по знаку заряд. Чем больше поверхностный заряд капли, тем труднее их слияние и тем выше стойкость эмульсии. Заряды на поверхности капли воды распределяются равномерно. Противоположные заряды неравномерно распределяются в дисперсионной среде. Ближе к капле отрицательные заряды распределены более плотно, по мере удаления от капли плотность отрицательных зарядов убывает. В статических условиях дисперсная система электрически уравновешена, что повышает устойчивость эмульсии.

С повышением температуры  вязкость нефти уменьшается, что  способствует снижению стойкости эмульсии. С понижением температуры из нефти  выделяются кристаллики растворенного  в ней парафина, который накапливается  на оболочке

глобулы и увеличивает  ее прочность. Поэтому эмульсии нефти, содержащей парафин, в зимних условиях имеют большую устойчивость.

Существенно влияет на устойчивость нефтяных эмульсий состав пластовой воды. Пластовые воды разнообразны по химическому составу, но все они  могут быть разделены на две основные группы: первая группа - жесткая вода содержит хлоркальциевые или хлоркальциевомагниевые соединения; вторая группа -щелочная или гидрокарбонатнонатриевая вода. Увеличение кислотности пластовых вод приводит к получению более стойких эмульсий. Уменьшение кислотности достигается введением в эмульсию щелочи, способствующей снижению прочности бронирующих слоев с последующим разделением нефтяной эмульсии на составные компоненты.

Интенсивность перемешивания нефти с водой  при добыче также влияет на стойкость эмульсии. При фонтанном способе добычи нефти в результате постепенного выделения газа в подъемных трубах и соответственного увеличения скорости потока образовываются весьма стойкие эмульсии. Дополнительное перемешивание нефти происходит при резких поворотах потока в фонтанной арматуре и при прохождении через штуцеры. Чем больше перепад давления в штуцере, тем выше степень диспергирования капель воды при прохождении через штуцер.

При газлифтном способе добычи нефти условия  для образования эмульсий примерно те же, что и при фонтанной добыче. Образование эмульсий происходит в основном в месте ввода рабочего агента в насосно-компрессорные трубы.

При глубинно-насосной эксплуатации скважин эмульгирование нефти происходит в узлах клапана, в паре плунжер-цилиндр и в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг.

При использовании  погружных электроцентробежных  насосов перемешивание продукции  скважины происходит в рабочих колесах  насоса, а также при турбулентном движении смеси в подъемных трубах.

Стойкость эмульсии при добыче нефти глубинными штанговыми насосами значительно ниже, чем при  эксплуатации погружными электроцентробежными насосами.

Особенно сильное  влияние на стойкость эмульсии при  насосной эксплуатации оказывают неисправности оборудования - пропуски в насосах через неплотности, изношенные участки. В случае пропуска жидкости в клапанных узлах за счет давления столба жидкости над клапаном истечение жидкости происходит с большой скоростью, что вызывает турбулизацию и эмульгирование нефти. Особенно сильное эмульгирование происходит при наличии зазора плунжера.

Немалую роль в  повышении стойкости эмульсий играет также и наземное оборудование - это система нефтесборных труб, распределительные  коллекторы групповых замерных установок, штуцеры, задвижки, клапаны, уголки, тройники и сепараторы.

Факторами, влияющими  на стойкость эмульсии и определяющими  технико-экономические показатели обезвоживания нефти [7], являются прочность  межфазных пленок, вязкость нефти, разность плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды, а также размеры капель, которые определяют температуру нагрева при обезвоживании и обессоливании нефти, время отстоя, тип и расход деэмульгаторов, необходимый набор средств для интенсификации коалесценции капель и расслоения потока.

Разрушение эмульсии с достаточной степенью эффективности  достигается в промысловых системах сбора, а расслоение потока осущетвляется  в концевом делителе фаз или специальной  секции трубопровода, проложенной между  концевой ступенью сепарации и резервуарами товарного парка (рис.1).

Наиболее целесообразно  проводить обезвоживание нефти [8] на месторождениях для:

существенного снижения транспортных расходов, так  как вода сама по себе является балластом  и транспортировать ее по магистральным  нефтепроводам нет необходимости;

недопущения образования  стабильных эмульсий, трудно поддающихся  разрушению на нефтеперерабатывающих  заводах, поэтому добываемую нефть  необходимо обезвоживать как можно  раньше с момента образования  эмульсии, не допуская ее старения;

предохранения магистральных трубопроводов от внутренних коррозионных разрушений, так как вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов;

закачки отделенной воды в пласт для поддержания  пластового давления.

При транспортировании  не обезвоженной нефти по магистральному нефтепроводу в нижней части его  может скапливаться коррозионно-активная минерализованная пластовая вода, приводящая сравнительно быстро (2-3 года) этот трубопровод в аварийное состояние.

Для разрушения нефтяных эмульсий широко применяются  различные химические реагенты - деэмульгаторы, которые в отличие от природных  эмульгаторов способствуют значительному  снижению стойкости нефтяных эмульсий. В качестве реагентов-деэмульгаторов используются поверхностно-активные вещества (ПАВ).