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 Sвг = Sнг.
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.
Дата добавления: 2016-03-27; просмотров: 2169;