CC BY
157
УДК 665
Д. Г. Цыганов, О. Ю. Сладовская, Н. Ю. Башкирцев;!
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ УСТОЙЧИВЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
ПРОМЕЖУТОЧНОГО СЛОЯ
Ключевые слова: Обводненность, «ловушечная» нефть, множественные эмульсии, нефтешламы.
В связи с увеличением обводненности продукции добывающих скважин и увеличения объема химических реагентов, применяемых при ремонтных работах и для интенсификации добычи нефти, на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки повышается устойчивость нефтяных эмульсий, поступающие на УПН. В процессе работы УПН неизбежно появление эмульсий, свойства которых отличаются от нефтяных эмульсий поступающего сырья. Это множественные эмульсии, к которым относятся «ловушечные» нефти, эмульсии промежуточных слоев, нефтешламы.
Keywords: Watering, "trapped" oil, multiple emulsions, oil sludge.
In connection with the increase of the water cut wells and increased amounts of chemicals used in repair work and for intensification of oil production in the oil fields of mature stage of development the stability of oil emulsions increases. At oil treatment units is inevitable the emergence of emulsions which properties are different from oil emulsions of incoming raw materials. These are multiple emulsions, which includes "trapped" oil emulsion and interlayers slimes.
При разрушении нефтяных эмульсий в результате применения химических реагентов происходит вытеснение природных эмульгаторов и стабилизаторов из защитного слоя в нефтяную или водную фазу. При этом они могут растворяться или находиться в коллоидно-диспергированном состоянии. В результате избирательного действия применяемых деэмульгаторов одни стабилизаторы (природные ПАВ нефтей) вытесняются с поверхности бронирующих оболочек в объем нефти, переходя в растворенное состояние, а другие - переходят в водную или нефтяную фазу, смачиваясь, гидрофобизируясь или становясь гидрофильными. Накапливание природных стабилизаторов на границе раздела фаз является источником образования промежуточных слоев [1].
Промежуточный эмульсионный слой образуется в процессе разделения нефтяной эмульсии и существует в любом отстойном аппарате. Он существует в условиях динамического равновесия процессов, способствующих его образованию и разрушению. В настоящее время нет адекватных моделей для описания поведения подобных гидродинамических систем [2].
По мнению авторов [3] промежуточный слой -это множественная эмульсия, представляющая собой глобулы воды, окруженные адсорбированными на них частицами стабилизаторов эмульсии. Промежуточный слой представляет собой два высоко-обводненных слоя обратной и прямой эмульсий, разделенные межфазной поверхностью контакта дисперсионных сред «нефть-вода».
Формирование промежуточного слоя в отстойной аппаратуре описано авторами [4]. При поступлении в аппарат входящая обратная нефтяная эмульсия дробится в водной фазе, при этом образуются крупные капли нефти с капельной водой в них, которые быстро всплывают и задерживаются плотным слоем, не успевшим скоалесцировать каплями нефти. Крупные локальные образовании нефти с капельной водой в них, оставаясь в водной среде, образуют нижний подслой прямой множественной
эмульсии, граница которой со стороны водной фазы образует нижнюю границу промежуточного слоя.
Слой обратной эмульсии, содержащей мелкие глобулы воды, образует верхний подслой, граница которой со стороны нефтяной фазы образует верхнюю границу промежуточного слоя [4].
Нижний подслой является зоной наиболее концентрированной эмульсии, зоной уплотненной упаковки глобул, объем которой не более 10% общей высоты промежуточного слоя и содержание воды достигает 40-60%. Именно в этом слое происходит разделение эмульсии на отдельные фазы в результате интенсивной коалесценций капель с водной фазой и межкапельной коалисценций [5].
Некоторые авторы [6] называют верхний подслой «выравнивающим», в котором для нижней границы содержание воды изменяется от 30% до 60 %, на верхней границе происходит резкое снижение содержания воды до значения исходной эмульсии. В этом подслое может происходить коалесценция некоторых капель и возрастание их размеров до критического значения, при котором они способны осаждаться в противотоке дисперсной фазы [6].
Промежуточный слой будет нарастать до тех пор, пока количество воды, поступающее в его верхнюю часть в единицу времени, не сравняется с количеством воды, коалесцирующим на межфазной поверхности.
Зависимость высоты промежуточного слоя от обводненности сырья имеет экстремальный характер. При малой обводненности из-за большого расстояния между глобулами и низкой плотностью промежуточного слоя мала скорость межкапельной коалесценции и коалесценции глобул с межфазной поверхностью. В результате этого увеличивается высота промежуточного слоя. При высокой обводненности сырья возрастает критический размер глобул, что так же приводит к увеличению высоты промежуточного слоя.
При толщине 0,5 м промежуточного слоя процесс перехода глобул воды в слой подтоварной воды полностью прекращается [7].
Эмульсии промежуточного слоя выполняют функции фильтрующего элемента для мелкодисперсной составляющей нефтяной эмульсии, замедляя скорость выноса глобул воды, промежуточный слой интенсифицирует процесс их коалесценции с более крупными глобулами дисперсной фазы вследствие их высокой концентрации и способствует удалению из сырой нефти мелких глобул воды [6].
При повышении агрегативной устойчивости эмульсии промежуточного слоя не происходит разделение нефтяных эмульсий на отдельные фазы -нефть и воду, что может стать причиной срыва технологического режима процесса подготовки нефти и воды на УПН.
При расслоений нефтяных эмульсий в емкостном оборудование на межфазной поверхности концентрируются микрокристаллы парафина, асфальтены и смолы [8]. Основное количество механических примесей также концентрируются на границе раздела фаз, где происходит накопление основных объемов наиболее устойчивых нефтяных эмульсий с не полностью разрушившимися бронирующими оболочками глобул воды. Недостаточное количество де-эмульгатора в нефтяной эмульсии является причиной неполного разрушения бронирующих оболочек глобул воды и повышения агрегативной и кинетической устойчивости эмульсии.
С другой стороны исследования [9], проведенные в институте ТатНИПИнефть, показали возможность увеличения стойкости эмульсии промежуточного слоя вследствие наличия в ней ПАВ, в том числе и деэмульгаторов, проявляющие свойства образования из глобул эмульгированной воды ассоциа-тов гелеобразной структуры, способных длительное время не разрушаться. При увеличении концентрации в нефтяной эмульсии деэмульгатора выше оптимальной происходит образование и увеличение количества ассоциатов гелеобразной структуры, приводящее к повышению устойчивости эмульсии. Это вызывает необходимость проведения контроля деэмульгаторов, применяемых для промысловой подготовки нефти, и соблюдения норм их дозирования при обработке нефтяной эмульсии в системе нефтесбора. При проведении исследовании гелеоб-разной структуры - ассоциатов, стабилизирующих эмульсии промежуточного слоя, методом ИК-спектроскопии установлено [9], что ассоциаты образованы гидрофобными высокомолекулярными ПАВ - блоксополимерами окисей этилена и пропилена. Причиной образования гелеобразных ассоциа-тов является избыточное применение реагентов-деэмульгаторов, содержащие в своем составе гидрофобными высокомолекулярными ПАВ, для разрушения нефтяных эмульсий.
По словам авторов [9] образование промежуточных слоев происходит благодаря действию динамических факторов - возникновению при равном соотношении объемных долей воды и нефти средней микроэмульсионной фазы, содержащей преимущественно глобулы воды размером менее 10 мкм, пронизывающие весь объем верхнего слоя водной фазы и нижний слой нефтяной фазы. Образованию такой эмульсионной структуры связано с фазовыми превращениями в подсистеме смолы-асфальтены и образованию в результате сильного взаимодействия коллоидных структур. Подтверждением этого являются зарегистрированные аномальные значения плотности, которые наблюдаются при обводненности 45-55%, когда относительные объемы дисперсной и дисперсионной фаз примерно равны.
Литература
1. Мавлютова, М.З. Нефтяные отходы при подготовки нефти напромыслах и способы их утилизации / М.З. Мавлютова, Л.М. Мамбетова // Совершенствование системы заводнения нефтяных месторождений: Тр. Баш-НИПИнефть. - Уфа, 1975. - Вып. 42. - С.97-104.
2. Романков, П.Г. Гидродинамические процессы химической технологии / П.Г. Романков, М.И. Курочкин. - Л.: Химия, 1974. - 288 с.
3.Морданенко, В.П. Строение и роль промежуточного слоя при подготовке нефти / В.П. Морданенко, С.Ф. Мойсейков, А.Н. Вовк // Нефтяное хозяйство. - 1985. №11. - С.16-17.
4. Дунюшкин, И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений / И.И. Дунюшкин. -М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ им. И.М. Губкина. 2006. -320 с.
5. Сахабутдинов, Р.З. Формирование и разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий в промежуточных слоях: методические указания / Р.З. Сахабутдинов, Р.Ф. Хами-дуллин. - Казань: Изд-во Казанского гос. техн. ун-та, 2009. - 60 с.
6. Мансуров, Р.И. Сравнительные промышленные испытания новых отстойников / Р.И. Мансуров, И.Н. Еремин, Г.Н. Позднышев и др. // РНТС Нефтепромысловое дело. - М.:ВНИИОЭНГ, 1979. Вып. 9. - С.41-43.
7. Доброскок, И.В. Анализ природных стабилизаторов неразрушенной части эмульсии / И.В. Доброскок, Е.Я. Лапига, А.М. Черек //Нефтепромысловое дело. - 1994. №7. - С.17-18.
8. Байваровская, Ю.В. Влияние механических примесей на процесс подготовки нефти / Ю.В. Байваровская, Е.И. Гординский, М.И. Шипигузов, И.Ю. Поносова // Нефтепромысловое дело. - 1983. №7. - C.18-19.
9. Цыганов Д. Г., Сладовская О.Ю., Башкирцева Н.Ю. Исследование состава и свойств промежуточного эмульсионного слоя на УПСВ «Каменское» Вестник казанского технологического университета. 2014, т.17, № 10, с. 207 - 212
© Д. Г. Цыганов, соиск. каф. химическаой технологии переработки нефти и газа КНИТУ; О. Ю. Сладовская, к.т.н., доцент той же кафедры, olga_sladov@mail.ru Н. Ю. Башкирцева, д-р техн. наук, проф., зав. каф. химическаой технологии переработки нефти и газа КНИТУ, bashkircevan@bk.ru.
© D. G. Tsyganov, graduate of the Department "Chemical technology of oil and gas refining" KNRTU; O. Y. Sladovskaya, Ph.D., Associate Professor of the Department "Chemical technology of oil and gas refining" KNRTU olga_sladov@mail.ru; N. Y. Bashkirtseva, Professor, Dean of the Faculty of petroleum and petrochemicals Head. Department of Chemical Technology of Petroleum and Gas processing of KNRTU, bashkircevan@bk.ru.
