Презентация на тему Рекомендуемая литература

продукции нефтяных месторожденией. Учебное пособие. – М.: изд-во Нефть

и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. – 320с.
2.Лутошкин Г.С. (Георгий Сергеевич). Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Учебник для вузов. – М.: Торгово-издательский дом «Альянс», (Издание третье, стереотипное. Перепечатанное со второго издания 1979г.), - 2005. – 319с.
3. Тронов В.П. (Валентин Петрович). Промысловая подготовка нефти. – М.: Недра, 1977. – 270с.
4. Тронов А.В. (Анатолий Валентинович). Технологические процессы и оборудование для подготовки нефтепромысловых вод. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». – 2002. – 416с.
5. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение эмульсий. – М.: Недра, 1982, - 222с.
6. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: Изд-во в 5-ти т. – М.: Интерконтакт Наука, 2010г. – Т.2. . Глущенко В.Н., Силин М.А. Объемные и поверхностно-активные свойства жидкостей. – 549с.
7. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Николаева Н.М. Технолоия обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. – М.: Химия, 1985. – 168с.
8. Низова С.А.. Охрана водного бассейна от загрязнений. Кн. Экология нефтегазового комплекса ( ч. 2, гл. – 1-3). Учебное пособие. Т.I. По общ. ред. А.И. Владимирова и В.В. Ремезова. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003 – С. 183 – 286.
9.Лыков О.П., Низова С.А., Толстых Л.И. Химические реагенты нефтегазовой отрасли. Свойства. Применение. Экология. Учебное пособие. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2007, – 208с.
10.Сахабутдинов Р.З., Губайдулин Ф.В., Исмагилов И.Х., Космачева Т.Ф. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. – 324с.
11. Берне Ф., Кордонье Ж. Водоочистка. – М.: Химия, 1997, - 288с.
12. Неппер Д. Стабилизация коллоидных дисперсий полимерами: Пер. с анг. – М.: Мир, 1986. – 487с.
13. Журналы: Нефтяное хозяйство; Нефтепромысловое дело; Нефтегазовые технологии; Технологии нефти и газа; Известия Академии промышленной экологии. Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе и др.

запасов нефти и примерно 9% на ее добычу.
Доля РФ

в мировых разведанных запасах газа составляет 18,0% и примерно 15% его добычи.
В 2010 и 2011 годах Россия заняла первое место в мире по добыче нефти и второе, первое место по добыче газа.
Ежегодная добыча нефти Группой «Газпром» в 2006-2011 годах увеличилась соответственно с 45,6 до 53,9 млн.тонн. Рост достигнут благодаря развитию имеющихся нефтяных активов и приобретению долей в новых активах.
Добыча нефти на месторождении представляет собой непрерывное многотоннажное производство, включающее основные этапы:
I этап — извлечение из недр пластовой нефти с сопутствующими ей водой и газом к забоям добывающих скважин, и подъем скважинной продукции от забоев на поверхность; учет количества добытой нефти и воды.
II этап — компенсация добытой из недр нефти обратной закачкой в залежь подготовленной добытой и воды из других источников; учет количества закачиваемой воды в пласт воды.
III этап — сбор и внутрипромысловый транспорт продукции добывающих скважин от их устьев до замерных установок (ЗУ), дожимных насосных станций (ДНС) и центральных пунктов сбора (ЦПС);
промысловая подготовка нефти до товарных кондиций;
подготовка попутно добываемой воды для ее утилизации с целью поддержания пластового давления (ППД);
подготовка попутного газа;
коммерческий учет количества товарной нефти и ее сдача товаротранспортным организациям.

отрасли России превышает 86%, поэтому в сочетании с низкими

значениями нефтеотдачи, задача подготовки попутной пластовой воды для ее утилизации в системе ППД приобретает важное значение.
Особо следует отметить возрастающую роль химических реагентов, так как современные способы и приемы обезвоживания и обессоливания нефтей, особенно тяжелых, подготовки воды эффективны в сочетании с такими реагентами как деэмульгаторы, флокулянты, коагулянты.
В данных лекциях уделено внимание коллоидно-химическим основам образования и разрушения водонефтяных эмульсий, обзору технологий подготовки нефти и воды, характеристике и механизмам действия химических реагентов, принципам их получения или выбора в зависимости от физико-химических характеристик скважинной продукции и условий ее разделения.
Ряд вопросов, касающихся подготовки нефти и воды, предлагается студентам изучить самостоятельно (см. Методические рекомендации студентам).

и в России за последние годы
*Данные представлены по товарной

нефти

Различают понятия сырая нефть и товарная нефть (ГОСТ Р 51858 - 2002)
Сырая нефть (скважинная продукция), извлекаемая на поверхность, содержит: смесь углеводородов широкого физико-химического состава; пластовую воду с растворенными солями; попутные углеводородные газы (от С1 до С4);кислые газы (H2S, СО2), а также механические примеси – твердые частицы (песок, глина, известняк и т.д.).
Товарная нефть(нефть). Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

точки зрения, сырая нефть (скважинная продукция) является сложной дисперсной

системой – водонефтяной эмульсией, включающей нефтяную и водную фазы, углеводородные и кислые газы, минеральные соли , механические примеси. Товарную нефть получают в результате разделения указанной дисперсной системы путём отделения газовой фазы, свободной воды (холодный отстой), разрушения водо-нефтяной эмульсии, деминерализации, отделения механических примесей, обезвоживания в соответствии с нормами их содержания (ГОСТ Р 51858-2002).

Нормы значений показателей подготовки товарной нефти (ГОСТ Р 51858 – 2002)

количества добываемой нефти во времени (рис.1), а следовательно, изменяемость

мощностей технологических установок в процессе разработки.

Годы разработки
(1) Изменение добычи нефти(Qн)
(2) Себестоимость нефти (С)
(3) Обводненность нефти(W)

Рис.1 Изменения количества добываемой нефти, ее обводненности и себестоимости по годам разработки месторождения

Нерентабельность продолжения разработки и эксплуатации месторождения (точка А на кр.2) наступает в тот момент, когда себестоимость добываемой нефти становится выше цены, установленной для данного региона [2].

1

1

также воды, которую можно было бы снова возвратить в

пласт, применяют специальные технологические установки подготовки нефти, газа и воды, представляющие собой комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят процессы обезвоживания и обессоливания нефти, очистки от H2S и СО2 и осушки газа, а также очистки пластовой сточной воды от капель нефти, механических примесей, соединений железа, от H2S, СО2 и О2.

* В данном материале приводятся сведения по промысловой подготовке нефти и воды. Материалы по подготовке попутного газа в лекциях проф. О.П Лыкова.

нефть
СН2О0,2%
СМеСl40мг/л
ДЭ
нефть
СН2О5-10%
газ
Н2О
нефть, газ
СН2О30%
Разгазованная
сырая нефть
СH2O до
98 и >%
газ
3. Блок-схема разделения и

подготовки скважинной продукции (сырой нефти)

1

3

4

5

7

6

2

ГПЗ

ДЭ

н/с вода

1 – установка предварительного сброса воды (УПСВ), на которой производится отделение основной массы воды;
2 – мультифазный насос для транспорта жидкости и газа;
3 – установка предварительного сброса воды и газа, частичного обезвоживания нефти до остаточного содержания воды 5-10%, (УПСВГ);
4 – установка подготовки газа (очистка от кислых газов H2S и CO2, осушка газа), (УПГ);
5 – установка обезвоживания и обессоливания нефти до товарных кондиций; центральный пункт сбора (ЦПС);
6 – установка подготовки некондиционной нефти (промежуточных слоев, шлама), (УПНН);
7 – установка подготовки воды, (УПВ).
ДЭ – деэмульгатор; н/с вода – нефтесодержащая вода; ФЛ - флокулянт

нефти и воды
На первом начальном этапе разработки нефтяных месторождений,

как правило, добывают безводную нефть, поэтому промысловая система сбора и подготовки технологически проста, с минимальным набором оборудования и сооружений.
С появлением воды в скважинной продукции и с прогрессирующей обводненностью к системам сбора предъявляются новые требования, которые связаны с необходимостью:
транспортирования по промысловым трубопроводам вязких эмульсий;
разрушения этих эмульсий;
обезвоживания и обессоливания нефти;
разрушения или утилизация промежуточных слоев;
очистки и использования сточных вод.
Теория и практика промысловой подготовки нефти и воды за последние 30 лет обогатилась новыми знаниями, которые позволяют эффективно решать современные задачи в этой области

следует:
1 – учитывать размеры* месторождения и продолжительность его эксплуатации;
2

– учитывать методы разработки месторождения и способы воздействия на пласт (в т.ч. заводнения, физико-химические методы и т.д.);
3 – учитывать физико-химические свойства нефти, пластовой воды и образуемых ими эмульсий;
4 – использовать оптимальные условия процессов разрушения эмульсий и очистки промысловых вод;
5 – соблюдать требования к качеству подготовленной нефти и воды

обводненной нефти от забоя скважины до ее устья и

дальнейшем движении по промысловым коммуникациям (трубопроводам, аппаратам) происходит непрерывное перемешивание нефти с водой, сопровождаемое образованием стойких эмульсий.
Стойкость эмульсий определяется:
- размерами капель;
- прочностью бронирующих оболочек, возникающих на поверхности капель, в результате адсорбции на границе раздела фаз нефть – вода природных эмульгаторов (асфальтенов, смол, тугоплавких парафиновых углеводородов и др.), а также частиц механических примесей.

при данном гидродинамическом режиме, определяются большим числом факторов и

в первом приближении могут быть описаны следующим уравнением (Колмогорова А.Н.):





dкр – критический диаметр капли;  - поверхностное натяжение; k – коэф., учитывающий вязкость воды и нефти;  - плотность внешней среды; L – масштаб пульсации; u – скорость потока
На степень дисперсности капель эмульсии при совместном движении воды и нефти, в первую очередь влияют скорость потока (u), величина поверхностного натяжения () на границе раздела фаз и масштаб пульсации(L).

скважины до конечных пунктов транспортирования изменяется в широких пределах.
Особенно

большие изменения скорости, а, следовательно, и дисперсности наблюдаются при прохождении через штуцирующие устройства, газовые сепараторы, центробежные насосы. В этих местах скорость потока и турбулентность возрастают в 10-100 раз, что при всех прочих равных условиях приводит к уменьшению диаметров глобул воды также в десятки и сотни раз.
Установлено, что основным узлом промысловой системы сбора, на котором резко увеличивается степень дисперсности эмульсии, является газовый сепаратор.

(механизм по П.А. Ребиндеру) необходимо создать такие условия (например,

перепад давления), при которых происходило бы предварительное вытягивание сферической капли в цилиндрик (или нитевидную частицу), произвольно распадающиеся на мелкие сферические капли:





Другие авторы (Л.Я. Кремнев, А.А. Равдель) допускают, что капля под воздействием градиента давления может принимать форму эллипсоида, который разделяется на две капли:





Эффект дробления капель при движении эмульсии по трубопроводу в турбулентном режиме обусловлен неодинаковой скоростью движения по его сечению. В результате на поверхность капель действуют различные динамические напоры, обуславливающие деформацию капель и последующий их распад на более мелкие.

7. Механизм диспергирования капель

(по П.А. Ребиндеру)

пульсаций в турбулентном потоке возникают зоны, в которых возможно

существование капель воды различных диаметров. Это предопределяет неустойчивость системы и выражается в ее стремлении к разрушению эмульсии и укрупнению глобул за счет внутренних сил, направленных на уменьшение свободной поверхностной энергии.

что основными пленкообразующими компонентами бронирующих оболочек являются асфальтены, смолы,

порфирированные комплексы ванадия и др. коллоидно-диспергированные в нефти вещества, выполняющие функции природных эмульгаторов.

Если с помощью суперцентрифуги их удалить, нефть теряет способность образовывать стойкие эмульсии.

В этой связи механизм возникновения прочных бронирующих оболочек-олеогелей на каплях пластовой воды представляется как комплекс последовательно протекающих процессов:
адсорбция коллоидно-диспергированных в нефти веществ на границе раздела фаз нефть-вода и образование оболочки олеозоля;
электролитическая коагуляция олеозоля под воздействием солей электролитов, содержащихся в воде олеозоля;
превращение олеозоля в структурированный слой геля.
В результате вокруг капель воды образуются студнеобразная пленка олеогеля, сольватированного дисперсионной средой – нефтью, и диффузионно переходящего в золь по мере удаления от границы раздела фаз вода – нефть.

осаждение капель воды
Увеличение температуры потока позволяет:
- уменьшить вязкость

нефти и ускорить процесс осаждения капель пластовой воды
- увеличить разницу в плотностях воды и нефти с таким же эффектом;
- повысить эффективное действие деэмульгаторов вследствие увеличения подвижности их молекул; растворения и десорбции компонентов, входящих в состав бронирующих оболочек;
- ослабить бронирующие оболочки путем растворения и десорбции компонентов, входящих в состав оболочек; снизить прочность оболочек в результате их растяжения при расширении капель воды;
- улучшить условия для взаимного столкновения и коалесценции капель в связи с возникновением тепловых потоков;
- снизить вязкость тонких прослоек нефти и улучшить условия контакта при сближении капель
Скорость осаждения глобул-воды в нефти определяется их размером (d) и величиной фактора (f)
в и н - плотность воды и нефти;
 - вязкость нефти

эмульсий включает, в первую очередь, стадию снижения прочности «бронирующих»

адсорбционных оболочек природных эмульгаторов (стабилизаторов) на поверхности капель воды, затем укрупнение капель, их осаждение и на последней стадии отстаивание и разделение водной и нефтяной фаз.

Сильное ослабление и частичное разрушение «бронирующих оболочек» возможно под действием нагрева или интенсивного перемешивания, а также под воздействием электрического, электромагнитного полей, центробежных сил.

Наиболее активно разрушение адсорбционных оболочек происходит под действием поверхностно-активных веществ – высокоэффективных деэмульгаторов, способствующих изменению состава и свойств адсорбционных слоев на поверхности капель воды.

(ПАВ), действие которых направлено на разрушение или ослабление защитных

слоев («бронирующих оболочек») эмульгаторов на каплях эмульгированной воды и образование на них поверхностных слоев, не препятствующих слиянию капель воды при столкновении.
Деэмульгаторы в зависимости от строения и свойств подразделяются на группы:
- анионноактивные, диссоциирующие в водных растворах на ионы, причем углеводородный радикал входит в состав анионов;
- катионноактивные, также диссоциирующие в водных растворах на ионы, причем углеводородные радикал входит в состав катионов;
- неионогенные, не диссоциирующие на ионы, но образующие в воде или в нефти молекулярные или коллоидные растворы.

нефти
Сбалансированность гидрофобной и гидрофильной частей молекулы ДЭ характеризуется ее

гидрофильно-липофильным балансом (ГЛБ), который зависит от химического строения и соотношения молекулярных масс гидрофильных и гидрофобных групп. По эмпирической шкале Грифта числа ГЛБ от 0 до 40 увеличиваются с возрастанием влияния лиофильных групп на свойства ПАВ. При ГЛБ=0 ПАВ даже не диспергируется в Н2О, при ГЛБ>7 ПАВ преимущественно растворяются в воде, при ГЛБ<7 – в масле. (ГЛБ определяется по температуре помутнения)
По методике ГИПРОВОСТОК Нефти ГЛБ может быть выражен через значения фенольных чисел.
Для водорастворимых ДЭ ф.ч.>9
Для водомаслорастворимых – ф.ч.=69
Для маслорастворимых – ф.ч.=46
Растворимость некоторых деэмульгаторов

термины, характеризующие способность вещества (тела) взаимодействовать с жидкой средой.
Лиофильные

вещества растворимы в данной жидкости, тела хорошо смачиваются или набухают.
Молекулы лиофильных веществ или лиофильные атомные группы веществ сильно сольватированы в растворах, энергия их взаимодействия с молекулами растворителя сравнительно велика.
Лиофильность по отношению к воде называют гидрофильностью, по отношению к маслам – олеофильностью или липофильностью.
Гидрофильны, например, желатин, крахмал, глины.
Олеофильны – парафин, НК, сажа.
Лиофобные вещества не набухают, поверхность лиофобных тел не смачивается данной жидкостью (водой, маслом), а лиофобные атомные группы молекул слабо взаимодействуют с молекулами жидкости.
Количественной характеристикой Л. и л. могут служить теплоты растворения, набухания или смачивания.
Для твердых поверхностей Л. и л. часто служит краевой угол смачивания; чем больше лиофильность, тем меньше угол.
Изменение Л. и л. (лиофилизация или лиофобизация веществ, тел, поверхностей) может происходить при химических превращениях или физико-химических воздействиях.
Так, путем адсорбционного модифицирования с помощью ПАВ направленно регулируют Л. и л. твердых тел при флотации, в производстве композиционных материалов (в нашем случае при разрушении водонефтяных эмульсий с помощью ПАВ – деэмульгаторов направленно регулируют Л. и л.твердых частиц механических примесей, стабилизаторов в межфазных слоях эмульсий, в результате изменяется смачиваемость частиц и происходит переход в водную или нефтяную фазу.

реагентов – деэмульгаторов
Теория П.А. Ребиндера, объясняющая механизм действия деэмульгаторов,

общепринята и заключается в следующем:
- молекулы реагента-деэмульгатора (ПАВ), обладая большей поверхностной активностью, чем природные стабилизаторы эмульсии (эмульгаторы) , вытесняют последние с границы раздела нефть – вода, ослабляя и разрушая бронирующие оболочки;
- молекулы деэмульгатора, адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных частицах природных стабилизаторов и механических примесей улучшают их смачиваемость, что способствует переходу этих частиц с границы раздела (из «бронирующей оболочки») в объем водной или нефтяной фазы;
- образовавшиеся адсорбционные слои деэмульгатора создают на каплях воды оболочки , слабо препятствующие коалесценции капель воды в нефти.

. . . . . . . . . .
. . . . . .. . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . .
.. . . . . . . .

. . . . . . . . .

. . . . . . . . . .
. . . . . . .
. . . . . . .
. . . . . .

... . .
. ……. ..
. . . . .
. . . . . ..

. . . .
…

нефть

!

.

отстоя 2,5 – 4ч; температура 30 -40оС, расход ДЭ

5,0-30г/т нефти; остаточное содержание воды и солей в нефти после отстоя GН2О=0,2-1%, Gсоли 50-1000мг/л;

2) иметь большую поверхностную активность, чем природные эмульгаторы (стабилизаторы);

3) хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии и быстро диффундировать к «бронирующим оболочкам»;

4) быть способным изменять смачиваемость твердых компонентов «бронирующих оболочек» эмульгаторов, чтобы обеспечить переход этих компонентов в одну из фаз эмульсии;

5) не коагулировать в пластовых водах;

6) не вызывать коррозию труб и оборудования.

качестве компонентов деэмульгаторов

– (C2H4O)m -H
17. Структура и свойства некоторых деэмульгаторов
Дипроксамин 157-65М
Азотсодержащий

блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена.
Стартовое вещество: этилендиамин H2N – CH2 – CH2 – NH2





4m=27-28; 4n=59-61

Растворим в нефти и малорастворим в воде; tзам=-30оС; tкип=64оС; =0,46 – 0,98 г/см3.
Товарная форма содержит 65% основы в растворителе – метаноле. Разработан во ВНИИНП. Выпускается в городе Казани (ПО «Оргсинтез»).

Демульсифер R-H
Неионогенный деэмульгатор - ПАВ. Блок-сополимер оксида пропилена и оксида этилена. На основе этилендиамина. Растворим в воде; не растворим в нефти. tзаст.=-65оС; tкип=69,5оС; =0,944г/см3 . Товарная форма: жидкость со спиртовым запахом. Поставляется фирмой «Тохо Кемикал Индустри» Япония.

Диссольван 4411
Неионогенный деэмульгатор - ПАВ. Растворим в воде; малорастворим в нефти. tзаст.=-40оС; tкип=65оС; =0,95г/см3 . Товарная форма – жидкость с запахом метанола. Производится Германией.

N – CH2 – CH2 - N

– (C2H4O)m2 -H
C3H6O – (C3H6O)n1 – (C2H4O)m1 -H
H–(OH4C2)m5–(OH6C3)n5–OH6C3
H–(OH4C2)m4–(OH6C3)n4–OH6C3
C3H6O –

(C3H6O)n – (C2H4O)m -H

C3H6O – (C3H6O)n – (C2H4O)m -H

Проксамин НР – 71 М
Блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена на основе этилендиамина.




4m= 56; 4n=8
Растворим в нефти; tзам= ниже (-30оС); tкип=64оС. Товарная форма: жидкость с характерным запахом низших спиртов. Разработан «Гипровостокнефть» совместно с НИОПиК.

Прогамин ДЭМ 15/100.
Исходное вещество: оксипропилированный диэтилентриамин: H2N –(CH2)2 – NH - (CH2)2 – NH2
Ниже приведена структура деэмульгатора для случая последовательного присоединения 100 молей оксида пропилена и 15 молей оксида этилена к 1 молю диэтилентриамина





m1+m2+m3+m4+m5=100
n1+n2+n3+n4+n5=15
Растворим в нефти; tзам= не выше (-10оС); tкип=65оС. Товарный вид: жидкость с запахом метанола.

N – CH2 – CH2 - N

H–(OH4C2)m–(OH6C3)n–OH6C3

H–(OH4C2)m–(OH6C3)n–OH6C3

N – (CH2)2 – NH – (CH2)2 - N

– (С2Н4О)n-H
CH2 – NH(СН2)2-NH – CH2
Оксафор – 43.
Деэмульгатор,

ингибитор коррозии, неионогенный ПАВ в растворе ароматических углеводородов. Исходное вещество: алкилфеноламиноформальдегидная смола (АФАФА). Активная основа: оксиэтилированная АФАФА.






Эмпирическая формула: C234H484N16O29
Растворим в нефти; tзам= -30оС; tкип=140оС. Товарная форма: вязкая жидкость с запахом ароматических углеводородов. Разработан во ВНИИНП, выпуск на опытном заводе в г. Уфе.
Сепаролл WF – 34.
Высокомолекулярное соединение на основе оксидов алкиленов. Растворим в воде 0,5%, в нефти – 30-50%. tзаст.= ниже(-50оС); tкип=65оС. Товарная форма: жидкость со спиртовым запахом.
Прогалит HM 20/40.
Блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена на основе гексантриола. Растворим в воде; tзаст.= ниже(-250оС); tкип=64-100оС.товарная форма: жидкость со спиртовым запахом.

О – (С2Н4О)n-H

величиной водоотделения ( в %) и вычисляется по формуле:









Эффективность

деэмульгатора определяется совокупностью следующих показателей:
- остаточным содержанием воды и хлористых солей в нефтяной фазе;
- степенью загрязнения водной фазы;
- наличием и величиной промежуточного слоя.
Апробацию деэмульгаторов проводят в лабораторных условиях, затем в опытно-промышленных и по полученным результатам формируют рекомендации применения реагента в промышленных условиях.

обеспечивать полное разрушение эмульсии и чистоту дренажной воды.
Создание таких

деэмульгаторов осуществляется путем компаундирования активной основы ПАВ и растворителя.
Универсальный деэмульгатор для любых нефтей до настоящего времени не создан, потому что у каждой водонефтяной эмульсии межфазный слой специфичен; он зависит от состава нефти, содержания твердых частиц, нерастворимых в нефти. Поэтому существуют большое разнообразие химических соединений, модификаций на их основе, которые используют в качестве деэмульгаторов. Для усиления их действия создают композиционные составы, включающие смачиватели, диспергаторы, коагулянты.
Подбор эффективного деэмульгатора проводят в лабораторных условиях термохимическим методом (метод «бутылочной пробы»). Окончательный состав деэмульгатора выбирается после опытно-промышленных испытаний и может содержать десятки компонентов, совместное применение которых в ряде случаев приводит к синергетическому эффекту действия деэмульгатора (снижение его концентрации).
Такие составы могут также выполнять роль ингибиторов коррозии. (например: НПАВ+КПАВ).
В настоящее время показано экспериментально и подтверждено на практике, что обессоливание и обезвоживание нефти, разрушение промежуточных слоев протекает эффективнее с применением ВРП, причем эффективность деэмульгатора возрастает, если применять смесь органических и неорганических ВРП (например: ПАА и силикат Nа ), расход деэмульгатора уменьшается

и воды – это расслоение эмульсии под действием сил

гравитации в результате разницы плотностей воды и нефти («холодный отстой»). Эта технология применялась на заре развития нефтяной промышленности. Но и сейчас «холодной отстой» входит в качестве составного элемента практически во все технологические схемы.

Понимание состава и механизма образования «бронирующих оболочек» на каплях пластовой воды, умение ослабить или разрушить их, а следовательно, ускорить расслоение эмульсии на нефть и воду, обусловили разработку ряда технологических схем, предусматривающих:
нагрев эмульсии;
применение деэмульгаторов;
промывку нефти в водном слое;
применение электрического поля;
избирательное смачивание(коалесцирующие фильтры);
действие центробежных сил;
воздействие естественных турбулентных пульсаций, создаваемых с помощью механических или гидродинамических пульсаторов и других приемов и операций.

В современных технологических схемах наибольшего результата достигают комбинированием различных методов. Например, термохимическая деэмульсация (нагрев, деэмульгаторы, отстаивание – разделение в трехфазных отстойниках, обезвоживание – обессоливание в циклонах, электродегидраторах и т.д.).

поток скважинной продукции на забое скважины: разрушение эмульсии проходит

в стволе скважины; используется тепло потока; осуществляется интенсивный массообмен и равномерное распределение деэмульгатора в каплях пластовой воды или нефти.

- Внутритрубная деэмульсация
Эта технология была разработана на основе более полного представления о процессах, происходящих в потоке в зависимости от режима течения:
разрушение бронирующих оболочек необходимо осуществлять при турбулентном режиме;
коалесценцию и укрупнение капель воды – в слаботурбулентном или ламинарном режиме.
При трубной деэмульсации предотвращается образование прочных оболочек на каплях воды, разрушается уже сформировавшаяся эмульсия, протекает укрупнение капель и расслоение потока.

- Технологии эффективной коалесценции капель воды (в электродегидраторах):
под воздействием сил электрического поля происходит изменение формы капель воды, их непрерывная деформация, разрушение адсорбционных оболочек и коалесценция капель воды;
технология пенной деэмульсации – это вытеснение из эмульсии глобул воды в слой обогащенной деэмульгатором дренажной воды под действием энергии расширяющегося газа.

- Разрушение нефтяных эмульсий под действием центробежных сил в центрифугах (декантерах).

.

вод (НССВ):
пластовые воды;
стоки, образующиеся при бурении и ремонте скважин;
промливневые

стоки.
Без предварительной очистки такие воды не могут быть сброшены на местность или в водоемы или использованы в системе ППД.
Помимо нефти или отдельных ее компонентов нефтесодержащие сточные воды содержат:
механические примеси (МП): частицы породы, песок, продукты коррозии нефтедобывающего оборудования;
ПАВ (ингибиторы коррозии, АСПО, деэмульгаторы, бактерициды);
растворенные неорганические соли от 0,7 до 250 мг/л воды;
газы (азот, сероводород, углекислый газ, кислород, метан, этан и др. – всего 15-200 л газа на 1 м3 воды).
Воды, добываемые вместе с нефтью, называются пластовыми водами (ПВ). Их состав, плотность и физико-химические свойства для различных месторождений – неодинаковы.
По классификации В. А. Сулина ПВ подразделяются на 4 класса:
сульфатнонатриевые;
гидрокарбонатнонатриевые;
хлормагниевые;
хлоркальциевые.
Для оценки химического состава пластовых вод обязательно определяют шесть ионов:
Cl-, Ca2+, SO42-, Mg2+, HCO3-, Na+.
Определют также плотность  (г/см3) и водородный показатель (рН) воды. Иногда дополнительно определяют J-, Br-, NH4+, CO32-, Fe2+, H2S.

воды (до 12%), добавляемые на установке подготовки нефти;
-промливневые воды

(до 3%).
ПСВ имеют более высокую минерализацию и вязкость, чем пресная вода, содержат в себе ПАВ, вследствие чего обладают лучшей нефтевымывающей способностью, а также ингибирующей способностью по отношению к глинистым породам.
Однако большинство ПСВ имеют низкую стабильность химического состава; в результате протекающих реакций образуются твердые взвешенные частицы (ТВЧ), засоряющие призабойную зону нагнетательных скважин.
Так, соли закисного железа в форме бикарбоната, взаимодействуя с О2 воздуха, дают осадок гидрата окиси железа и коррозионно агрессивный углекислый газ.
4Fe(HCO3)2+О2 + 2Н2О 4Fe(OH)3+8CO2
При закачке пластовых сточных вод (ПСВ) в нагнетательные скважины следует учитывать их совместимость с пластовыми водами.

При несовместимости процесс выпадения солей из смеси вод может привести не только к снижению приемистости нагнетательных скважин, но и к интенсивному образованию и отложению солей, что повлечет осложнения в эксплуатации системы сбора и подготовки нефти. Так, закачка сульфатнонатриевой воды в пласты, содержащие хлоркальциевые соли приводит к образованию нерастворимого осадка гипса CaSO4 * 2Н2О

пор продуктивных пластов принимают участие различные микроорганизмы и водоросли,

находящиеся в нагнетаемой воде. Наиболее опасными являются сульфатвосстанавливающие бактерии, способные почти полностью восстанавливать S6+ в сульфат ионах в S2-с образованием сероводорода, что увеличивает коррозионную агрессивность среды.

Одновременно с восстановлением ионов серы (S6+ ) происходит окисление углеводородов нефти кислородом до СО2 и Н2О.

CaSO4 + 2CH4 + 2О2  СаСО3 + H2S + 3H2О + CO2

Сероводород в присутствии кислорода образует выпадающие в осадок сульфиды железа

4Fe2+ +3О2 + 6H2S  2Fe2S3  + 6H2О

можно:

исключением контакта пластовой сточной воды с кислородом воздуха;
введением в

воду ингибиторов коррозии;
изоляцией поверхности труб и оборудования различными материалами;
обескиcлороживанием воды;
применением материалов, стойких к коррозии в пластовых водах.


Биохимические процессы восстановления сульфатов до H2S подавляют обработкой нагнетаемой воды реагентами-бактерицидами (формальдегид, фенолы), которые отравляют и разрушают клетки микроорганизмов, и реагентами-бактериостатами (имидозалин, первичные амины, щелочные реагенты), препятствующими нормальному обмену веществ клеток и, следовательно, их размножению.

и флокулянтов

Для очистки воды от тонкодисперсных взвешенных веществ используют

химические методы ее обработки.
Химические реагенты, добавка которых к воде способствует укрупнению частиц взвеси и образованию хлопьев принято называть коагулянтами.
Коагулянты широкого применения:
сернокислый алюминий Al2(SO4)318H2O
хлорное железо FeCl3

Al2(SO4)3  2Al3+ + 3SO4 3+ (диссоциация)
Al3+ + H2О  Al(ОН)3  + H+ (гидролиз избытка Al2(SO4)3)
Гидрат окиси алюминия поднимается в виде хлопьев медленнее, чем пресная вода с мехпримесями, в результате чего мехпримеси захватываются этими хлопьями и уносятся по трубе в осадконакопитель.
Избыток ионов водорода связывают добавлением к воде соды, извести или едкого натра. Хлорное железо в воде диссоциирует с образованием Fe3+
FeСl3Fe3+ + 3Cl- (диссоциация)
Fe3+ + 3H2О  Fe(OH)3  + 3H+ (гидролиз)
Коллоид гидроокиси железа коагулирует и осаждается в виде хлопьев, увлекая за собой частицы взвешенных веществ, находящихся в воде.
Флокуляция – рассматривается как вид коагуляции, при котором частицы дисперсной фазы образуют рыхлые хлопьевидные агрегаты (флокулы).
Наиболее активные флокулянты – органические ВМС: полиэтиленоксид, ПАА гидролизованный, крахмалы и др. флокулянты используют в технологиях водоподготовки, обезвреживания промышленных сточных вод; очистки воды от примесей нефтяных и ТВЧ; утилизации отработанных буровых растворов и т.д.

воды коллоидных и тонкодисперсных примесей (нефти, частичек породы, продуктов

коррозии оборудования) путем их агрегации под воздействием коагулянтов и флокулянтов с последующих отделением образовавшихся агрегатов отстаиванием, флотационными и фильтрационными процессами. Процессы коагуляции и флотации происходят в широком диапазоне дисперсности частиц 0,1-100 мкм и концентрации дисперсной фазы (от 0,001 до 15-30%).
Коагуляция коллоидов (потеря агрегативной устойчивости) может быть осуществлена путем введения электролитов под воздействием химических факторов (нагревание, перемешивание, наложением электрических и магнитных полей).
В качестве коагулянтов чаще всего применяют неорганические соли AL, Fe: сульфаты AL и Fe, хлориды Fe, смесь хлорида и сульфата Fe, алюминиевые квасцы МIMIII(SO4)212H2O , где МI – Na, K, Pb, Cs, NH4 и др., MIII – AL, Ti, Cr, Fe и др.
KAL(SO4)212H2O – алюмокалиевые квасцы, получают смешением горячих водных растворов сульфатов МI и MIII .

В 1966г. Ла Мер предложил разделить эти понятия и

называть коагуляцией образование агрегатов частиц, вследствие изменения их электростатических свойств под влиянием электролитов, а флокуляцией – процесс, протекающий без изменения электрических свойств частиц с образованием хлопьев, в которых коллоидные частицы связаны за счет химических сил мостиками макромолекул (или макроионов) реагента – флокулянта.
Флокулянты могут быть природные и синтетические водорастворимые полимерные соединения с молекулярной массой от десятков тысяч до нескольких миллионов.

На флокуляцию влияют:
Концентрация и размер частичек;
Природа частичек;
Покрытие поверхности частичек (полимерами);
Природа полимера;
Молекулярные параметры и конформация молекул полимеров.

В области низких концентраций полимера-флокулянта (от нескольких десятков до нескольких сотен ррm, что соответствует 0,005-0,05% масс.) доминирует эффект флокуляции; при максимальной концентрации флокулянта (до 2% масс.) наблюдается стабилизация дисперсной системы.

течения потока в воде могут содержаться капли разного размера,

в том числе мелкие, диаметр которых 1-2мкм. Такие капли при гравитационном отстое могут не отделяться от воды достаточно долгое время. Поэтому было предложено увеличить в 1000-5000 раз гравитационное воздействие путем применения центробежных сил.
Сконструированы и активно применяются сепараторы и центрифуги. В нефтегазовой отрасли широко применяются флотаторы (НПЗ, ГПЗ, на нефтебазах). В случае, если воду используют для ППД, то флотаторы можно применять, но воздух, как барботажный агент, необходимо заменить на углеводородные газы.
Наибольшее применение нашли тарельчатые сепараторы, отделяющие от воды капли нефти и ТВЧ, и гидроциклоны, отделяющие нефть от воды. Эти аппараты отличаются способностью отделять капли разного размера и с различной эффективностью.

тарельчатого центробежного сепаратора и гидроцикла

ППД путем удаления механических примесей, капелек нефти, твердых частичек

АСПО

Механические частицы, попадая в поровый канал такого же размера, как частицы, могут закупорить канал.
Капли нефти, благодаря их способности к деформации и текучести будут двигаться по каналам. Но в сточных нефтесодержащих водах после разрушения эмульсии содержится наиболее тяжелые частицы нефти, фрагменты разрушенных оболочек, состоящих из асфальтенов, смол, высших парафинов, механических примесей. По мере потери текучести в процессе фильтрации нефти такие частицы превратятся в конгломераты (АСПО), способные «запечатать» каналы пласта, создать полную непроходимость для воды при любом давлении нагнетания. Эта часть пласта станет недоступной для вытеснения нефти. Таким образом, присутствие в воде остатков нефти, ТВЧ будет усугублять ситуацию с кольматацией пласта в результате возможной агрегации нефтяных частиц.
Количество механических примесей и нефти в пластовой сточной воде, закачиваемой в пласт, должно быть строго нормировано для каждого месторождения с учетом геолого-физической характеристики (проницаемости и трещиноватости) продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации месторождения.