Предпосылки использования химических реагентов в процессах подготовки нефти

Воздействие деэмульгатора  на нефтяную эмульсию основано на том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз нефть-вода, вытесняет и замещает менее поверхностно-активные природные эмульгаторы. Пленка, образуемая деэмульгатором, менее прочна. По мере накопления деэмульгатора на поверхности капелек воды между последними возникают силы взаимного притяжения. В результате этого мелкие диспергированные капельки воды образуют большие капли (хлопья), в которых пленки вокруг глобул воды обычно сохраняются. Процесс образования больших хлопьев из мелкодиспергированных капелек воды в результате воздействия деэмульгатора называется флоккуляцией (хлопьеобразованием). В процессе флоккуляции поверхностная пленка глобул воды становится достаточно ослабленной, происходит ее разрушение и слияние глобул воды. Процесс слияния капелек воды называется коалесценцией.

Хорошие деэмульгаторы  должны обеспечивать не только сближение диспергированных капелек воды в эмульсии, но также и разрушать окружающие их пленки и способствовать коалесценции.

В большинстве  нефтей присутствуют механические примеси (сульфид железа, ил, частицы глины  и т.д.), частички которых собираются на поверхности раздела и способствуют упрочению пленки, обволакивающей глобулы воды. Часто эти механические примеси являются основными веществами, составляющими материал пленки, и удаление их вместе с водой также является важной задачей при обезвоживании нефти. Деэмульгаторы обволакивают частицы механических примесей тонкой пленкой, хорошо смачиваемой водой, и такие частицы выделяются из нефти и удаляются вместе с водой.

Процесс разрушения нефтяных эмульсий является больше физическим, чем химическим процессом, зависящим от:

компонентного состава и свойств защитных оболочек природных стабилизаторов (эмульгаторов) обрабатываемых нефтяных эмульсий;

типа, коллоидно-химических свойств и удельного расхода  применяемого деэмульгатора;

температуры, интенсивности  и времени перемешивания нефтяной эмульсии с реагентом-деэмульгатором и т.д.

Реагенты-деэмульгаторы, используемые для разрушения нефтяных эмульсий, подразделяются на две группы ионогенные и неионогенные [9].

Неионогенные  деэмульгаторы получили широкое  применение в процессах обезвоживания и обессоливания нефти. Исходным сырьем для такого синтеза служат органические кислоты, спирты, фенолы и др., а также окись этилена и окись пропилена.

Неионогенные  деэмульгаторы не взаимодействуют  с растворенными в пластовой  воде солями металлов и не образуют твердых осадков. Удельный расход их значительно ниже, чем ионогенных (5-50 г/т).

Подбор реагента-деэмульгатора  осуществляют в зависимости от эмульсионности нефти (табл.1).

Таблица 1

Деэмульгаторы должны удовлетворять основным требованиям: хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в нефти или воде); иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела "нефть-вода" естественные эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды; обеспечивать максимальное снижение межфазного натяжения на границе фаз "нефть-вода" при малых расходах реагента; не коагулировать в пластовых водах; быть инертным по отношению к металлам.

Деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не изменять своих свойств при изменении температуры, не ухудшать качества нефти после обработки и разрушать эмульсии различных нефтей и вод.

Существуют следующие  методы разрушения нефтяных эмульсий: внутритрубная деэмульсация (путевая); гравитационный отстой; центрифугирование; фильтрация через твердые пористые тела; термохимическая подготовка нефти; электродегидрование.

При внутритрубной (путевой) деэмульсации разрушение нефтяной эмульсии происходит в трубах на пути движения по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору вплоть до установок подготовки нефти. Практикой установлено, что чем больше эффективность ПАВ, длительность перемешивания эмульсии, количество воды и температура эмульсии, тем интенсивнее происходит внутритрубная деэмульсация. Однако эффективность внутритрубной деэмульсации значительно падает при увеличении содержания в нефти асфальтенов, а также плотности и вязкости этой нефти.

Гравитационный  отстой происходит за счет разности плотностей пластовой воды (рв= 1,05-1,2 г/см3) и нефти (рн=0,79-0.95 г/см3) в герметизированных отстойниках и сырьевых резервуарах. Гравитационный отстой может применяться также без нагрева эмульсии, когда нефть и вода не подвергаются сильному перемешиванию, в нефти практически отсутствуют эмульгаторы (особенно асфальтены) и обводненность нефти достигает порядка 60%.

При центрифугировании  значительную силу инерции, возникающую  в центрифуге, можно использовать для разделения жидкостей с различными плотностями.

При фильтрации нестойкие эмульсии расслаиваются  при пропускании их через фильтрующий слой (гравий, битое стекло, древесные и металлические стружки, стекловата и другие материалы). Деэмульсация нефтей с помощью фильтров основана на явлении селективного смачивания, применяется в сочетании с термохимическими методами.

Электродегидраторы применяют в основном для обессоливания средних, тяжелых и вязких нефтей. Опыт работы отечественных и зарубежных электрообессоливающих установок (ЭЛОУ) показал, что наиболее эффективны и экономичны горизонтальные электродегидраторы.

Термохимические установки состоят из сепараторов-деэмульсаторов, отстойников-электродегидраторов и другого оборудования. Установлено, что существующие методы деэмульсации нефти без применения тепла и поверхностно-активных веществ малоэффективны. Поэтому в настоящее время 80% всей добываемой обводненной нефти обрабатывается на термохимических установках. 
 

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах ПЛАСТ- СКВАЖИНА – КОЛЛЕКТОР, которые действуют независимо друг друга, при этом взаимосвязаны между собой.

Рассмотрим эти  системы.

При эксплуатации скважины важнейшее значение имеет  перепад давления на забое, которое является определяющим при работе скважины. Оно представляет собой разницу между пластовым давлением и забойным давлением.

Перепад давления = Р_пл. – Р_заб.

Индекс  продуктивности – J или PI представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое. Индекс продуктивности может быть как для нефти, так и для пластовой жидкости.

J = PI = q_н / Р_пл. – Р_заб.

Движение жидкости в коллекторе исследовано и происходит

по закону Дарси  и определяется по формуле при  стабильном состоянии скважины

· при псевдо-стабильном состоянии скважины

где ?_н - вязкость пластового флюида

r_зал – радиус скважины

k – проницаемость

S – скин

?_н – пластовый объемный фактор

r_зал – радиус зоны пласта откуда осуществляется добыча

h –мощность  пласта

Формула Вогеля для нефтяной скважины

Формула для  для пласта не имеющего нарушений  и с добычей придавлении ниже давления насыщения. Основывается на теории работы залежи в режиме растворенного  газа.

Комбинированная формула Дарси- Вогеля для нефтяных скважин.

Максимальный  дебит по комбинированной формуле  Дарси- Вогеля:

где p_нас - давление насыщения

Q_нас – дебит при котором забойное давление равно давлению насыщения

Из графиков и формул видно, что течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости  при давлениях выше давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения  течение жидкости происходит по квадратичной зависимости.

При движении жидкости по пласту наибольший перепад давления наблюдается в ПЗП зоне 1-2 метра перед зоной перфорации. В связи с этим наибольший ущерб пласту наступает именно в этой зоне.

Характеристика  вертикального лифта.

Вертикальный  лифт характеризуется изменением давления – рейтингом течения жидкости из пласта до поверхности .

Приток  жидкости к скважине

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам  происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Течение  жидкости к скважинам исключительно сложно и не всегда поддается расчету. Лишь при геометрически правильном размещении скважин (линейные или кольцевые ряды скважин и правильные сетки), а также при ряде допущений (постоянство толщины, проницаемости и других параметров) удается аналитически рассчитать дебиты этих скважин при заданных давлениях на забоях или, наоборот, рассчитать давление при заданных дебитах. Однако вблизи каждой скважины в однородном пласте течение жидкости становится близким к радиальному. Это позволяет широко использовать для расчетов радиальную схему фильтрации.

Скорость фильтрации, согласно закону Дарси, записанному  в дифференциальной форме, определяется следующим образом:

(2.4)

где k - проницаемость  пласта; μ - динамическая вязкость; dp/dr - градиент давления вдоль радиуса (линии  тока).

По всем линиям тока течение будет одинаковое. Другими  словами, переменные, которыми являются скорость фильтрации и градиент давления, при изменении угловой координаты (в случае однородного пласта) останутся неизмененными, что позволяет оценить объемный расход жидкости q как произведение скорости фильтрации на площадь сечения пласта. В качестве площади может быть взята площадь сечения цилиндра 2πrh произвольного радиуса r, проведенного из центра скважины, где h - действительная толщина пласта, через который происходит фильтрация.

Тогда

. (2.5)

Обозначим

В общем случае предположим, что ε - гидропроводность - изменяется вдоль радиуса r, но так, что на одинаковых расстояниях от оси скважины вдоль любого радиуса величины ε одинаковые. Это случай так называемой кольцевой неоднородности.

Предположим, что  ε задано в виде известной функции  радиуса, т. е.

. (2.6)

Вводя (2.6) в (2.5) и  разделяя переменные, получим 

. (2.7)

Дифференциальное  уравнение (2.7) с разделенными переменными может быть проинтегрировано, если задана функция ε(r). В частности, если гидропроводность не зависит от радиуса и постоянна, то (2.7) легко интегрируется в пределах области фильтрации, т. е. от стенок скважины rс с давлением Pс до внешней окружности Rк, называемой контуром питания, на котором существует постоянное давление Pк. Таким образом,

,

При ε = const будем  иметь  

. (2.9)

Решая (2.9) относительно q, получим классическую формулу  притока к центральной скважине в круговом однородном пласте:

. (2.10)

Если (2.8) проинтегрировать при переменных верхних пределах r и P, то получим формулу для распределения  давления вокруг скважины:

. (2.12)

После интегрирования, подстановки пределов и алгебраических преобразований имеем 

. (2.12)

Решая уравнение относительно р(r) и подставляя (2.10) в (2.12), получим уравнение распределения давления вокруг скважины:

. (2.13)

Если в (2.8) в  качестве переменных пределов принять не верхние, а нижние пределы, то выражение для р(r) можно записать в другом виде:

. (2.14)

Подставляя в (2.13) или (2.14) Rк вместо переменного радиуса r, получим P(Rк) = Pк ; при r = rс имеем другое граничное условие: