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 S_вг = S_нг.

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

Таблица 7.3

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.