Полярная группа ПАВ (гидрофильная) взаимодействие с водой, а неполярная (гидрофобная) - с нефтью.
Таким образом, образование эмульсии - прямой или обратной -зависит от того, чего больше находится в естественных молекулах ПАВ -полярных или неполярных групп. Если в естественных молекулах ПАВ содержится больше полярной группы, то образуется эмульсии прямого типа - нефть в воде, если же в этих ПАВ больше содержится неполярной группы, эмульсии обратного типа - вода в нефти.
2.3 Методы разрушения эмульсий
Существует несколько способов разрушения нефтяных эмульсий:
1) внутритрубная деэмульсация;
2) гравитационный отстой;
3) центрофугирование;
4) фильтрация;
5) термохимическое воздействие;
6) электродегидрирование;
7) сочетание перечисленных способов.
Для легких и средних нефтей самые эффективные первый и пятый способы, а для тяжелых нефтей шестой и седьмой способы.
Разрушение нефтяных эмульсий, осуществляемое в промысловых условиях, преследует две цели:
1) отделение от нефти воды и вывод воды из системы транспорта в пределах месторождения;
2) обессоливание нефти, способствующее продлению жизни трубопроводов и оборудованию за счет снижения коррозии.
2.3.1 Внутритрубная деэмульсация
Разрушение нефтяной эмульсии происходит в трубах на пути движения по стволу скважины, выкидной линии и сборному коллектору вплоть до установок подготовки нефти.
Принцип внутритрубной деэмульсации очень прост и состоит. В межтрубное пространство эксплуатационных скважин или в начало сборного коллектора дозировочным насосом ( 15...20 г на 1т нефтяной эмульсии) подается деэмульгатор, который сильно перемешивается с этой эмульсией в процессе ее движения до УПН и разрушает ее.
Применение внутритрубной деэмульсации стало возможным при появлении эффективных деэмульгаторов, что увеличило производительность УПН и качество подготавливаемой нефти.
Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от многих факторов, основными из которых являются: эффективность самого деэмульгатора, интенсивность и длительность перемешивание эмульсии с ПАВ, количество воды, содержащейся в эмульсии, и температура смешивания. Чем больше эффективность ПАВ, длительность перемешивания, количество воды и температуры эмульсии, тем интенсивнее происходит внутритрубная деэмульсация. Однако эффективность внутритрубной деэмульсации падает при увеличении содержания в нефти асфальтенов. А также плотности и вязкости этой нефти. Внутритрубная деэмульсация позволяет организовать предварительный сброс воды, который целесообразно при содержании воды в продукции скважин более 30%.
2.3.2 Гравитационный отстой и центрифугирование
Гравитационный отстой происходит за счет разности плотностей пластовой воды (1010... 1200 кг/куб.м.) и нефти (790...95 кг/куб.м.) 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 и обводненность нефти достигает порядка 60%. После внутритрубной деэмульсации расслоение эмульсии в резервуарах без подогрева происходит в течении 2...3ч содержание остаточной воды в нефти при холодном отстое составляет 1...2%. Эмульсия должна подаваться в резервуары равномерно по всей площади через распределительное устройство, которое находится под уровнем пластовой воды, что увеличивает поверхность эмульсии, контактирующей с водяной подушкой, и интенсифицирует процесс расслоения эмульсии.
Сущность центрифугирования заключается в следующем. Нефтяная эмульсия подается в центрифугу, в которой размещается направляющий аппарат, придающий ей определенное направление движения. Благодаря центробежной силе вода, как более тяжелая, сосредотачивается вокруг стенок аппарата и стекает вниз. Обезвоженная нефть отводится из аппарата по центральной трубе. Этот способ ввиду большой стоимости, сложности и очень низкой производительности практически не применяется.
2.3.3 Фильтрация
Нестойкие эмульсии иногда успешно расслаиваются при пропускании их через фильтрующий слой, которым должен быть гравий, битое стекло, древесные и металлические стружки, стекловата и другие материалы.
Фильтрующее вещество должно отвечать следующим требованиям:
1) иметь плотность и упругость, достаточные для того, чтобы глобулы воды при прохождении растягивались и разрушались;
2) хорошую смачиваемость, благодаря чему происходит изменение скорости движении эмульсии и разрыв оболочек глобул воды;
3) иметь противоположный по знаку заряд, чем у глобул воды, тогда происходит снятие заряда с глобул, чем устраняется отталкивающая сила между ними.
Размеры фильтров, имеющих вид колонн, зависят от объема прокачиваемой эмульсии, ее вязкости и скорости движения. Нефтяная эмульсии вводится в колонну снизу и проходит через фильтр, где вода удерживается и сбрасывается через низ колонны, а нефть свободно проходит и отводится через верх.
2.4 Требование, предъявляемые к качеству подготовки нефти
Подготовка нефти на промыслах заключается в отделении от нефти пластовой воды, механических примесей и солей, а также легких газообразных углеводородов. Отделение от нефти легких газообразных углеводородов стабилизирует нефть и снижает ее испаряемость. От качества подготовки нефти зависят эффективность и надежность магистрального транспорта нефти, качество полученных из нее продуктов. Повышенное содержание в товарной нефти воды, хлористых солей и механических примесей способствует более интенсивному коррозионному износу трубопроводов, оборудования перекачивающих станций и аппаратов нефтеперерабатывающих заводов, снижает пропускную способность трубопроводов.
В зависимости от содержания в товарных нефтях воды, хлористых солей и механических примесей они разделены на три группы представленные в таблице 2.4.1
Таблица 2.4.1-Содержание показателей
| Показатели | Номер группы | ||
| 1 | 2 | 3 | |
| Содержание воды, % не более | 0,5 | 1 | 1 |
| Содержание хлористых солей, мг/л, не более | 100 | 300 | 1800 |
| Содержание механических примесей, % не более | 0,05 | 0,05 | 0,05 |
| Давление насыщенных паров в пункте сдачи нефти, КПа, не более | 66,66 | 66,66 | 66,66 |
2.5 Типы и характеристика применяемых деэмульгаторов
Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий, делятся на две группы: на иногенные (образующие ионы в водных растворах) и неиногенные (не образующие ионов в водных растворах).
К первой группе относятся малоэффективные деэмульгаторы НЧК (нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), применявшиеся ранее для подготовки нефти и имеющие следующие недостатки: при взаимодействии с пластовой водой образуют твердые вещества, выпадающие в осадок (гипс, гидрат окиси железа и др.), являются эмульгаторами для эмульсий типа нефть в воде, что ухудшает качество воды, имеют большой удельный расход (0,5 ... 3 кг/т). Поэтому эти деэмульгаторы в настоящее время не используют.
Неионогенные деэмульгаторы синтезируют на основе продуктов реакции окиси этилена со спиртами, жирными кислотами и алкилфенолами. Они имеют ряд преимуществ перед иногенными: не взаимодействуют с растворенными в пластовой воде солями металлов, не образуют твердых осадков, имеют незначительный удельный расход (5...50г/т), хорошо расворяются в воде и нефти, имеют меньшую стоимость.
К неионогенным деэмульгаторам относятся: проксанол, проксамин, дипроксамин, сепорол, диссольван, из импортных - диссольван 4411, R-ll, диссольван 4490, сепарол 5084, вмско 3, серво, доуфас и др.
Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим требованиям:
1.хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в нефти или воде);
2. иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела "нефть-вода" естественные эмульгаторы;
3. обеспечивать максимальное снижение межфазного натяжения на границе фаз "нефть-вода" при малых расходах реагента;
4. не коагулировать в пластовых водах;
5. быть инертными по отношению к металлам.
Одновременно с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не изменять своих свойств при изменении температуры, не ухудшать качества нефти после обработки, обладать универсальностью, то есть разрушать эмульсии различных нефтей и вод.
2.5.1 Характеристика реагентов применяемых в ЦДНГ-3
Для снижения сил поверхностного натяжения на поверхности глобул воды с целью обеспечения первичной промысловой подготовки нефти на УПСВ ДНС-9 применяются различные реагенты -деэмульгаторы, подаваемые в поток сырой нефти перед нефтегазосепаратором первой ступени С-1/1,1/2. Удельная норма расхода реагента-деэмульгатора по УПСВ-9 составляет 33 г/тн
Реагенты - деэмульгаторы являются неионогенными поверхностно-активными веществами и представляют собой в основном блоксополимеры окисей этилена. Содержание поверхностно-активных веществ в реагентах -деэмульгаторах обычно составляет 35-75%.
Деэмульгаторы в своем составе содержат от 25 до 65% растворителя, в качестве последнего применяются спирты (метиловый, бутиловый, изопропиловый) и ароматические углеводороды (бензол, ксилол, толуол и др.), которые являются легковоспламеняющимися и ядовитыми веществами.