Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 [ 16 ] 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

исиользованин газа содержащийся в нем сероводород отрицательно сказывается на качестве выпускаемой продукции. В присутствии влаги сероводород вызывает сильную коррозию металлов. Углекислый газ вреден главным образом тем, что он снижает теплоту сгорания газа. Перед поступлением в магистральный газопровод газ должен быть осушен и очищен от вредных примесей. Кроме того, газ подвергают одоризации, т. е. вводят в него компоненты, придающие ему резкий и неприятный запах. Одоризация позволяет более быстро обнаружить утечки газа.

Подготовка газа ]< транспортировке проводится на специальных установках, находящихся на головных сооружениях газопровода. Газ после подготовки к транспортировке должен соответствовать требованиям отраслевого стандарта (ОСТ 5140-83) на природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам, с учетом климатических условий.

З.Г. ОБРАЗОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ИХ ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА

Для правильного выбора способов обезвоживания нефти (деэмульса-ции) необходимо знать механизм образования эмульсий и их свойства. Образование эмульсин уже начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысловым ком.муникациям, т. е. эмульсии образуются там, где происходит непрерывное перемешивание нефти и воды. Интенсивность образования эмульсин в скважине во многом зависит от способа добычи нефти, которая, в свою очередь, определяется характером месторождения, периодом его эксплуатации и физико-химическими свойствами самой нефти. В настоящее время любое месторождение эксплуатируется одним из известных способов: фонтанным, компрессорным или глу-биннонасосным.

При фонтанном способе, который характерен для начального периода эксплуатации залежи нефти, происходит интенсивный отбор жидкости из скважины. Интенсивность перемешивания нефти с водой в подъемных трубах скважины увеличивается из-за выделения растворенных газов, что приводит к образованию эмульсий уже на ранней стадии движения смеси нефти с водой.

При глубиннонасосной добыче нефти эмульгирование происходит в клапанных коробках, самих клапанах, в цилиндре насоса, в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании электропогружных насосов перемешивание воды с нефтью происходит на рабочих колесах насоса и в подъемных трубах.

В компрессорных скважинах причины образования эмульсий те же, что и при фонтанной добыче. Особенно отрицательно влияет воздух, закачиваемый иногда вместо газа в скважину, который окисляет часть тяжелых углеводородов с образованием асфальтосмоли-стых веществ.

В эмульсиях принято различать две фазы - внутреннюю и внешнюю. Внешнюю фазу - жидкость, в которой размещаются мельчай-

шие капли другой жидкости, называют дисперсионной, внешней или сплошной средой. Внутреннюю фазу - жидкость, находящуюся в виде мелких капель в дисперсионной среде, принято называть дисперсной, разобщенной или внутренней фазой.

По характеру внешней среды и внутренней фазы различают эмульсии двух типов: нефть в воде (н в) и вода в нефти (в/н). Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов двух фаз; внешней средой стремится стать та жидкость, объем которой больше. На практике наиболее часто (95 %) встречаются эмульсии типа в/н. Реже, чем эмульсии типа н/в, встречаются эмульсии третьего типа - вода в нефти в воде.

На способность эмульгирования нефти и воды кроме соотношения фаз оказывает влияние присутствие эмульгаторов, т. е. веществ, которые способствуют образованию эмульсии. Они понижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз и создают вокруг частиц внутренней фазы прочные адсорбционные оболочки. Эмульгаторы, растворимые в воде, способствуют созданию эмульсии нефть в воде. К таким гидрофильным э.мульгатором относятся щелочные мыла, желатин, крахмал и др. Гидрофобные эмульгаторы (растворимые в нефти) способствуют образованию эмульсий типа вн. К ним относятся хорошо растворимые в нефти щелочноземельные соли органических кислот, смолы, мелкодисперсные частицы сажи, глины и других веществ, которые легче смачиваются нефтью, чем водой.

Нефтяные эмульсии характеризуются вязкостью, дисперсностью, плотностью, электрическими свойствами и стойкостью. Вязкость нефтяной эмульсии изменяется в широких диапазонах и зависит от собственной вязкости нефти, температуры образования эмульсии, соотношения количеств нефти и воды и температуры эмульсии.

Нефтяные эмульсии, являясь дисперсными системами, при определенных условиях обладают аномальными свойствами, т. е. являются неньютоновскими жидкостями. Как и для всех неньютоновских жидкостей, вязкостные свойства нефтяных эмульсий характеризуются кажущейся (эффективной) вязкостью.

Аномалия вязкости эмульсий усиливается, если сами нефти обладают аномальными свойствами, особенно при низких температурах. Аномальность нефтяных эмульсий объясняется образованием пространственных структурных решеток из частиц внутренней фазы, которые могут состоять как из капель воды, так и из кристаллов парафина. Наличие структурной решетки в эмульсии вызывает появление как динамического, так и статического напряжения сдвига. Существование аномалии вязкости в нефтяных эмульсиях определяется температурными условиями и содержанием воды. Каждой нефтяной эмульсии соответствует свое предельное значение температуры, выше которой реологические характеристики эмульсий соответствуют ньютоновской жидкости, т. е. вязкость эмульсии становится постоянной величиной при всех градиентах скорости.

С повышением содержания воды в нефти увеличивается кажущаяся вязкость эмульсии, что наблюдается до перехода эмульсии из типа в/н в тип н/в, а затем резко снижается. Содержание воды в нефти, при

которой вязкость эмульсии снижается, называется точкой инверсии.

Для измерения реологических параметров эмульсий применяют известные методы исследования неньютоновских жидкостей. Имеющиеся зависимости, полученные эмпирическим путем, для определения вязкости эмульсий в общем случае универсальными не являюгся:

уравнение Эйнштейна

Ро = ц(Ц-2,5ф),

где р.,,-динамическая ]вязкость эмульсии; ц-динамическая вязкость дисперсионной среды; ср - отношение объема диспергированного вещества к общему объему эмульсии; уравнение Гатчека

Ро = р. л!А i\jА - \ ,

где А - отношение объема эмульсии к объему внутренней фазы; уравнение Тейлора

[1о == Ц 11 + 2,5ф [(pi Ь 0,4tx)/(pi -f р)11,

где Pi -динамическая вязкость внутренней фазы.

Дисперсностью эмульсии принято называть степень раздробленности капель внутренней фазы во внешней среде. Дисперсность характеризуется одной из трех взаимосвязанных величин: диаметром капель d; обратной величиной диаметра капель D = Md, обычно называемой дисперсностью; удельной межфазовой поверхностью, которая является отношением суммарной поверхности частиц к их общему объему.

В зависимости от физико-химических свойств нефти и воды, а также от условий образования эмульсий размеры капель могут быть самыми разнообразными и колебаться в пределах от 0,1 мкм до нескольких десятых миллиметра. Критические размеры капель, которые могут существовать в потоке при данном термодинамическом режиме, определяются скоростью совместного движения воды и нефти, поверхностным натяжением иа границе раздела фаз и масштабо.м пульсации потока.

Нефтяная эмульсия, проходя по промысловым коммуникациям, оказывается в различных гидродинамических условиях, при которых может происходить как дробление, так и укрупнение капель. Наличие дополнительных факторов (нагрев, введение деэмульгаторов и др.) при определенных гидродинамических условиях может привести к разделению фаз эмульсгш, транспортируемой по трубопроводам.

Плотность нефтяных эмульсий определяется по формуле для смеси нескольких жидкостей

Р.=--.

(1 -0,01)/р„ + 0,01дрв

где рэ, Ра, Pii - плотность эмульсии, воды и нефти при заданной температуре соответственно; q - содержание воды и растворенных солей в нефти, q = qj{\-0,01 q, где q,. - содержание чистой воды в эмульсии; q - содержание растворенных в воде солей. 54