Механизм вытеснения нефти из пласта водой и газом. Вода из нефти


Причины удаления газов, воды и солей из нефти.

Обезвоживание и обессоливание нефти - взаимосвязанные процессы, т.к. основная масса солей сосредоточе­на в пластовой воде, и удаление воды приводит одновременно к обессоливанию нефти. Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

· гравитационный отстой нефти;

· горячий отстой нефти;

· термохимические методы;

· электрообессоливание и электрообезвоживание нефти.

Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти, поэтому применяют горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 –70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является их малая эффективность. Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ (поверхностно-активные вещества). Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отменяет слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды. Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электрообессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20-30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50-70°С. При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды. В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлека­ют легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепаратор из подогретой до 40-70 0С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором через холодильную установку в бензосепаратор и направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды. Вода, отделенная от нефти на установке комплексной подготовки нефти (УКПН), поступает далее на установку подготовки воды (УПВ), расположенную также на центральном пункте сбора (ЦПС). Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов а, следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрование и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м /сут. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстой­ника, флотации, сепарации и насосного.

Дата добавления: 2015-07-11; просмотров: 411 | Нарушение авторских прав

Общие технические условия на нефти. | Причины образования эмульсий. Типы эмульсий. | Механизм разделения нефтяных эмульсий. | Способы разрушения эмульсий. | Описание принципиальной технологической схемы установки предварительного сброса воды (УПСВ). | Описание принципиальной технологической схемы установки подготовки нефти (УПН). | Технология разрушения эмульсий в эл. токе. | Принципиальная схема сбора нефти. |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.06 сек.)

mybiblioteka.su

ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ОТДЕЛЕНИЯ ВОДЫ ОТ НЕФТИ

Спорт ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ОТДЕЛЕНИЯ ВОДЫ ОТ НЕФТИ

просмотров - 68

Для правильного выбора способов обезвоживания нефти (деэмульсации) крайне важно знать механизм образования эмуль­сий и их свойства. Образование эмульсий уже начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысловым коммуникациям, ᴛ.ᴇ. эмульсии образуются там, где происходит непрерывное пере­мешивание нефти и воды. Интенсивность образования эмуль­сий в скважинœе во многом зависит от способа добычи нефти, которая, в свою очередь, определяется характером месторож­дения, периодом его эксплуатации и физико-химическими свойствами нефти. Сегодня любое месторождение эксплуатируется одним из известных способов: фонтанным, компрессорным или глубинно-насосным.

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 выделœения растворенных газов, что при­водит к образованию эмульсий уже на ранней стадии движе­ния смеси нефти с водой.

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 асфальтосмолистых веществ.

При глубинно-насосной добыче нефти эмульгирование про­исходит в клапанных коробках, цилиндре насоса, подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанᴦ. При использовании электропогружных насосов вода с нефтью перемешивается на рабочих колесах насоса и в подъем­ных трубах.

В эмульсиях принято различать две фазы — внутреннюю и внешнюю. Внешняя фаза — это жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости. Внешнюю фазу называют также дисперсионной средой, а внутренняя фаза — это жидкость, находящаяся в виде мелких капель в дисперсионной среде [9, 22].

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 встречаются эмульсии типа в/н (95 %). Реже, чем эмульсии типа н/в, встречаются эмульсии третьего типа — вода в нефти в воде.

Нефтяные эмульсии характеризуются вязкостью, стойкос­тью, плотностью, электрическими свойствами и дисперсностью.

Вязкость нефтяной эмульсии изменяется в широких диапа­зонах и зависит от собственной вязкости нефти, температуры образования эмульсии, соотношения количеств нефти и воды.

Электропроводность чистых нефтей колеблется от 10 -9 до 10 -14 Ом/м, а электропроводность воды в чистом виде — от 10 -6 до 10 -7 Ом/м, т. е. смесь из этих двух компонентов является хорошим диэлектриком. При этом при растворении в воде незначительного количества солей или кислот резко повышается электропроводность воды, а следовательно, и эмуль­сии. Электропроводность нефтяных эмульсий увеличивается в несколько раз при нахождении их в электрическом поле. Это объясняется различной диэлектрической проницаемостью воды и нефти и ориентацией капель воды в нефти вдоль силовых линий электрического поля.

Стойкость (устойчивость) эмульсий, т. е. способность в течение определœенного времени не разделяться на составные компоненты, является наиболее важным показателœем для водонефтяных смесей. Чем выше устойчивость эмульсий, тем труднее процесс деэмульсации. Нефтяные эмульсии обладают различной стойкостью. При прочих равных условиях устой­чивость эмульсий тем выше, чем больше дисперсность. В большой степени устойчивость эмульсий зависит от состава компонентов, входящих в защитную оболочку, которая обра­зуется на поверхности капли.

На поверхности капли также адсорбируются, покрывая ее бронирующим слоем, стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами. В дальнейшем данный слой препятствует слиянию капель, т. е. затрудняет деэмульсацию и способствует образо­ванию стойкой эмульсии. В процессе существования эмульсий происходит упрочнение бронирующей оболочки, так называе­мое «старение» эмульсии. Установлено, что поверхностные слои обладают аномальной вязкостью и со временем вязкость бро­нирующего слоя возрастает в десятки раз. Так, после суток формирования поверхностные слои эмульсий приобретали вяз­кость, соответствующую вязкости таких веществ, как битумы, которые практически по своим реологическим (текучим) свой­ствам приближаются к твердым веществам.

Наличие электрических зарядов на поверхности глобул эмуль­сий увеличивает их стойкость. Чем больше поверхностный заряд капель, тем труднее их слияние и тем выше стойкость эмульсии. В статических условиях дисперсная система элект­рически уравновешена, что повышает стойкость эмульсии.

С повышением температуры уменьшаются вязкость нефти и механическая прочность бронирующего слоя, что снижает устойчивость эмульсии. Особенно резко прослеживается вли­яние температуры на устойчивость эмульсий высокопарафинистых нефтей. С понижением температуры в нефти выпада­ют кристаллы парафина, которые легко адсорбируются на поверхности капель воды, создавая высокопрочную брониру­ющую оболочку.

Существенно влияет на устойчивость нефтяных эмульсий состав пластовой воды. Пластовые воды разнообразны по химическому составу, но всœе они бывают разделœены на две основные группы: первая группа — жесткая вода, кото­рая содержит хлоркальциевые или хлоркальциево-магниевые соединœения; вторая группа — щелочная или гидрокарбонатно-натриевая вода. Увеличение кислотности пластовых вод приводит к получению более стойких эмульсий. Умень­шение кислотности пластовых вод достигается введением в эмульсию щелочи, способствующей снижению прочности бро­нирующих слоев.

Основные из указанных факторов, влияющих на устойчи­вость эмульсий, следующие: соотношение плотностей фаз, вязкость нефти, а также прочность защитных слоев на кап­лях воды. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению, в связи с этим обезвоживание и обессоливание целœесообразнее про­водить на промысле.

При проектировании сооружений обезвоживания нефти для конкретных производственных условий крайне важно иметь экспериментальные данные об обводненности, качественном и количественном составе примесей, ожидаемом состоянии эмульсии. Одновременно с обезвоживанием нефти происхо­дит и ее обессоливание, поскольку вода отделяется от нефти вместе с растворенными в ней минœеральными примесями. При крайне важности, для более полного обессоливания, мож­но дополнительно в нефть подавать пресную воду, которая растворяет кристаллы минœеральных солей, и при последую­щем отделœении минœерализованной воды происходит углуб­ленное обессоливание нефти.

Читайте также

  • - Основные способы отделения воды от нефти

    Процессы разрушения нефтяных эмульсий предполагают последовательное осуществление таких операций, как: – сближение и флокуляция капель, – разрушение бронирующих оболочек, – коагуляция капель диспергированной воды до размеров, достаточных для дальнейшего их... [читать подробенее]

  • - ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ОТДЕЛЕНИЯ ВОДЫ ОТ НЕФТИ

    Для правильного выбора способов обезвоживания нефти (деэмульсации) необходимо знать механизм образования эмуль­сий и их свойства. Образование эмульсий уже начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысловым... [читать подробенее]

  • - ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ОТДЕЛЕНИЯ ВОДЫ ОТ НЕФТИ

    Для правильного выбора способов обезвоживания нефти (деэмульсации) необходимо знать механизм образования эмуль­сий и их свойства. Образование эмульсий уже начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысловым... [читать подробенее]

  • oplib.ru

    ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ОТДЕЛЕНИЯ ВОДЫ ОТ НЕФТИ

    ⇐ ПредыдущаяСтр 50 из 83Следующая ⇒

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

    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.

    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 асфальтосмолистых веществ.

    При глубинно-насосной добыче нефти эмульгирование про­исходит в клапанных коробках, цилиндре насоса, подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании электропогружных насосов вода с нефтью перемешивается на рабочих колесах насоса и в подъем­ных трубах.

    В эмульсиях принято различать две фазы — внутреннюю и внешнюю. Внешняя фаза — это жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости. Внешнюю фазу называют также дисперсионной средой, а внутренняя фаза — это жидкость, находящаяся в виде мелких капель в дисперсионной среде [9, 22].

    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 встречаются эмульсии типа в/н (95 %). Реже, чем эмульсии типа н/в, встречаются эмульсии третьего типа — вода в нефти в воде.

    Нефтяные эмульсии характеризуются вязкостью, стойкос­тью, плотностью, электрическими свойствами и дисперсностью.

    Вязкость нефтяной эмульсии изменяется в широких диапа­зонах и зависит от собственной вязкости нефти, температуры образования эмульсии, соотношения количеств нефти и воды.

    Электропроводность чистых нефтей колеблется от 10 -9 до 10 -14 Ом/м, а электропроводность воды в чистом виде — от 10 -6 до 10 -7 Ом/м, т. е. смесь из этих двух компонентов является хорошим диэлектриком. Однако при растворении в воде незначительного количества солей или кислот резко повышается электропроводность воды, а следовательно, и эмуль­сии. Электропроводность нефтяных эмульсий увеличивается в несколько раз при нахождении их в электрическом поле. Это объясняется различной диэлектрической проницаемостью воды и нефти и ориентацией капель воды в нефти вдоль силовых линий электрического поля.

    Стойкость (устойчивость) эмульсий, т. е. способность в течение определенного времени не разделяться на составные компоненты, является наиболее важным показателем для водонефтяных смесей. Чем выше устойчивость эмульсий, тем труднее процесс деэмульсации. Нефтяные эмульсии обладают различной стойкостью. При прочих равных условиях устой­чивость эмульсий тем выше, чем больше дисперсность. В большой степени устойчивость эмульсий зависит от состава компонентов, входящих в защитную оболочку, которая обра­зуется на поверхности капли.

    На поверхности капли также адсорбируются, покрывая ее бронирующим слоем, стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами. В дальнейшем этот слой препятствует слиянию капель, т. е. затрудняет деэмульсацию и способствует образо­ванию стойкой эмульсии. В процессе существования эмульсий происходит упрочнение бронирующей оболочки, так называе­мое «старение» эмульсии. Установлено, что поверхностные слои обладают аномальной вязкостью и со временем вязкость бро­нирующего слоя возрастает в десятки раз. Так, после суток формирования поверхностные слои эмульсий приобретали вяз­кость, соответствующую вязкости таких веществ, как битумы, которые практически по своим реологическим (текучим) свой­ствам приближаются к твердым веществам.

    Наличие электрических зарядов на поверхности глобул эмуль­сий увеличивает их стойкость. Чем больше поверхностный заряд капель, тем труднее их слияние и тем выше стойкость эмульсии. В статических условиях дисперсная система элект­рически уравновешена, что повышает стойкость эмульсии.

    С повышением температуры уменьшаются вязкость нефти и механическая прочность бронирующего слоя, что снижает устойчивость эмульсии. Особенно резко прослеживается вли­яние температуры на устойчивость эмульсий высокопарафинистых нефтей. С понижением температуры в нефти выпада­ют кристаллы парафина, которые легко адсорбируются на поверхности капель воды, создавая высокопрочную брониру­ющую оболочку.

    Существенно влияет на устойчивость нефтяных эмульсий состав пластовой воды. Пластовые воды разнообразны по химическому составу, но все они могут быть разделены на две основные группы: первая группа — жесткая вода, кото­рая содержит хлоркальциевые или хлоркальциево-магниевые соединения; вторая группа — щелочная или гидрокарбонатно-натриевая вода. Увеличение кислотности пластовых вод приводит к получению более стойких эмульсий. Умень­шение кислотности пластовых вод достигается введением в эмульсию щелочи, способствующей снижению прочности бро­нирующих слоев.

    Основные из указанных факторов, влияющих на устойчи­вость эмульсий, следующие: соотношение плотностей фаз, вязкость нефти, а также прочность защитных слоев на кап­лях воды. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению, поэтому обезвоживание и обессоливание целесообразнее про­водить на промысле.

    При проектировании сооружений обезвоживания нефти для конкретных производственных условий необходимо иметь экспериментальные данные об обводненности, качественном и количественном составе примесей, ожидаемом состоянии эмульсии. Одновременно с обезвоживанием нефти происхо­дит и ее обессоливание, поскольку вода отделяется от нефти вместе с растворенными в ней минеральными примесями. При необходимости, для более полного обессоливания, мож­но дополнительно в нефть подавать пресную воду, которая растворяет кристаллы минеральных солей, и при последую­щем отделении минерализованной воды происходит углуб­ленное обессоливание нефти.

     

    mykonspekts.ru

    Нефтепродукты выделение из воды - Справочник химика 21

        Наличие в сточной жидкости механических примесей влияет на скорость выделения нефтепродуктов из воды. Поэтому [c.30]     Скорость вращения барабана сепаратора 5800 об/мин. Опыты по сепарации эмульсии вели при производительности 500, 1000 и 1900 л/час. Выделенные из эмульсии фракции нефтепродукта и воды анализировали после каждого опыта. Опыты вели без добавки и с добавкой к эмульсии деэмульгаторов. [c.221]

        Исследованиями катионных флокулянтов типа ВПС на основе винилпиридинов [50] установлено, что они обеспечивают высокую степень очистки, но требуют длительного отстаивания для выделения образующихся хлопьев. При использовании для выделения хлопьев процесса флотации эффективность применения флокулянта ВПС-11 значительно возрастает содержание нефтепродуктов в воде, прошедшей узел основного нефтеулавливания, снижается на 75%, взвешенных веществ на 80—93%, а ХПК — на 70—76%. [c.90]

        На Волжском нефтеперерабатывающем заводе за это же время потери от испарения были порядка 160 тыс. т, или примерно 32 тыс. т/год. Вместе с потерями со сточными водами это составляет 0,2% на перерабатываемую нефть, т. е. в 2 раза больше, чем на Уральском заводе. Радикально сократить безвозвратные потери этого вида можно, уменьшив сброс в ловушки нефтепродуктов и нефти, дренируемых из сырьевых и товарных резервуаров и технологических установок. Необходим строгий контроль за соблюдением обслуживающим персоналом утвержденных норм содержания нефтепродуктов в водах, сбрасываемых в канализацию. Вода, находящаяся вместе с нефтью и нефтепродуктами в резервуарах, не должна спускаться из них в промышленную канализацию ее следует перекачивать на дополнительный отстой в специально выделенные для этой операции емкости. [c.92]

        Вода, растворенная в нефтепродукте, не оказывает влияния на тангенс угла диэлектрических потерь. Однако при выделении из нефтепродукта капелек воды тангенс угла диэлектрических потерь резко возрастает [101]. Поэтому данные Р. А. Липштейна и Е. Н. Штерн свидетельствуют о том, что после соприкосновения масла с более сухим воздухом в масле протекают одновременно-два процесса переход избыточной воды в воздух и выделение воды из масла в виде капелек, появление которых приводит к увеличению тангенса угла диэлектрических потерь. Спустя 10 мин [c.85]

        Органическая масса углей состоит, как известно, из углеводородов, кислород-, серо- и азотсодержащих соединений сложного строения. Последние три класса веществ разлагаются при коксовании с выделением воды, оксидов углерода, сероводорода, сероуглерода, аммиака, а также низших кислород-, серо- и азотсодержащих органических соединений (фенол, тиофен, пиридин и их гомологи) и их более сложных аналогов с конденсированными ядрами. Углеводороды, первоначально содержавшиеся в угле и полученные при разложении веществ других классов, подвергаются глубоким химическим превращениям. В их основе лежат те же реакции пиролиза и ароматизации, как и при термических превращениях нефтепродуктов. В результате получается широкая гамма ароматических углеводородов — бензол, толуол, ксилолы, три- и тетраметилбензолы, нафталин, антрацен, фенантрен, их гомологи и еще более многоядерные углеводороды. Высокая температура коксования обусловливает почти полную ароматизацию образующихся жидких продуктов в них содержание соединений других классов (главным образом, олефинов) не превышает 3—5 %  [c.64]

        Выделение нефтепродуктов из вод и концентрирование экстрактов связано с потерями целевых компонентов. Для учета таких потерь были введены поправочные коэффициенты, которые в интервале от легких бензинов (К=0,1—0,3) и средних дизельных топлив (К=0,5—0,6) до тяжелых мазутов (К=0,90—0,98) колеблются в достаточно широких пределах. [c.70]

        Выделение всплывающих примесей (нефти и нефтепродуктов) пз воды по существу аналогично осаждению твердой взвеси отличие лишь в том, что плотность частицы о, в этом случае меньше плотности д ЖИДКОСТИ И частица вместо осаждения поднимается. [c.129]

        На рис. 66 приведена принципиальная схема установки для удаления сероводорода из сточных вод барометрических конденсаторов смешения (АВТ). Бода, содержащая сероводород, поступает в нефтеловушку 1, в которой происходит наиболее полное выделение нефтепродуктов из воды в резервуар 10, так как наличие поверхностных (нефтяных и маслянистых) пленок препятствует [c.194]

        Метод Анализируемая вода Экстрагент, используемый для выделения нефтепродуктов из воды Способ отделения нефтепродуктов от мешающих веществ л Р о ь а ь г -  [c.205]

        При использовании перечисленных выше методов обнаружено, что реальный угол разброса калибровочных кривых, построенных по нефтепродуктам (выделенным из анализируемых вод), меньше, чем для различных чистых нефтепродуктов. Так, при исследовании загрязненных вод ряда рек угол разброса калибровочных кривых при применении люминесцентного метода составил 15° [c.210]

    Рис. 5. Калибровочные кривые для чистых нефтепродуктов (1, Г), нефтепродуктов, выделенных из загрязненных 2, 2 ) и незагрязненных (3, 3 ) вод люминесцентным методом Рис. 5. <a href="/info/13387">Калибровочные кривые</a> для чистых нефтепродуктов (1, Г), нефтепродуктов, выделенных из загрязненных 2, 2 ) и незагрязненных (3, 3 ) вод люминесцентным методом
        Растворимость воды в товарных топливах зависит от йх углеводородного состава. Наибольшей способностью растворять воду обладают ароматические углеводороды [17]. С эксплуатационной точки зрения опасна не растворенная вода, а выделяющаяся из топлив при пониженных температурах. Для предотвраш ения выделения воды в топливо добавляют присадки. За счет образования гомогенной тройной системы нефтепродукт — присадка — вода растворимость воды повышается, и она пе выделяется при изменении температуры. Присадки, предотврапцающие выделение воды при низких температурах, различны. Самым эффективным оказался моно-этиловый эфир этиДенгликоля [18]. [c.31]

        При рч=0,9-10 кг/м рж=10 кг/м , Гн(=10 м /с (вода при / 20°С) критический радиус частицы Гкр 280 мкм, следовательно, частицы нефтепродуктов в воде, поступающей на сооружения отстойного их выделения. будут двигаться в ламинарном режиме и для расчета их скорости может быть использована формула Стокса. [c.59]

        Небольшая, как правило, концентрация нефтепродуктов в воде, поступающей на флотационную установку, создает те же проблемы с удалением выделенных нефтепродуктов с поверхности воды, что и в нефтеловушках. Наиболее широко применяемые на электростанциях радиальные флотаторы оборудуются скребковым механизмом с радиальными лопастями и диаметральным желобом для сбора удаляемых нефтепродуктов. Движение лопастей скребка таково, что нефтепродукты могут удаляться в желоб лишь в центральной части поверхности. Движение же воды обычно сносит пленку к периферии зеркала отстоя — к маслоудерживающей кольцевой перегородке. Выполнение этой перегородки из дерева приводит к короблению его в воде и появлению щелей, через которые выделенные нефтепродукты вновь попадают в очищенную воду. Несвоевременное удаление с поверхности воды выделенных примесей может привести к обратному переходу их в воду. Это вызывается тем, что в сточных водах присутствуют хлопьевидные продукты коррозии металла трубопроводов, баков, которые пропитаны маслами, и имеют плотность, несколько превышающую плотность воды. При малых концентрациях нефтепродуктов и безреагентной флотации [c.216]

        Не,зависимо от фактора устойчивости, всегда справедлива закономерность чем выше дисперсность, тем устойчивее водно-топливная. эмульсия. Размер частиц дисперсной фазь н эмульсии зависит от плотности, вязкости, межфазного поверхностного натяжения, от способа и времени образования эмульсии. Вода обладает большой поверхностной энергией. Все загрязнения, выделенные из нефтепродуктов, содержат воду в связанном состоянии. Высокая поверхностная активность воды позволяет ей собирать мелкие частицы загрязнений, находящихся в нефтепродуктах, в крупные скопления, оказывая, таким образом, отрицательное влияние. [c.33]

        При очистке нефтесодержащих сточных вод основной вопрос — выделение нефтепродуктов из воды, т. е. процесс разделения эмульсий. Метод фильтрования для этих целей применяют достаточно широко. Теоретически процесс фильтрования эмульсий разработан недостаточно. Причина этого — сложность физико-хими-ческих процессов, протекающих в загрузке фильтров и, как следствие этого, трудность их математического описания. При расчете [c.119]

        Проведенные исследования и опубликованные данные подтверждают высокую эффективность гидрофобных волокнистых материалов при выделении нефтепродуктов из воды. Причем однозначно установлено, что эффективность разделения эмульсий зависит от толщины волокон и плотности их упаковки, т. е. размеров норового пространства. Чем тоньше волокна и меньше размеры образующихся пор, тем выше эффект разделения эмульсий. Волокнистые материалы целесообразно применять в процессах выделения из воды чистых маловязких нефтепродуктов с минимальным содержанием механических примесей. В связи с тем, что нефтесодержащие сточные воды имеют, как правило, значительное количество механических примесей и при коалесценции наблюдается частичное расслоение нефтепродуктов по вязкости, происходит быстрое загрязнение загрузки и резко возрастает сопротивление фильтра. Регенерация волокнистой загрузки весьма затруднительна, а в ряде случаев без ее извлечения из установки практически невозможна. Поэтому для разделения эмульсий типа нефтесодержащих сточных вод такие материалы большого распространения не получили. [c.143]

        Выделенный после первой ступени очистки нефтепродукт практически не отличается от исходного и может быть утилизирован. Как показал анализ, его плотность при 15 °С составляет 901,5 кг/м для мазута и 837,0 кг/м для смеси дизельного топлива и масла. Наблюдалось повышенное влагосодержание нефтепродукта (15 %), которое снижается при увеличении объема нефтесборника и, следовательно, продолжительности отстаивания. При исходной концентращ1И нефтепродукта в воде менее 50000 мг/л в нефтесборнике накапливается пена, метод утилизации которой требует дополнительных исследований. Во второй ступени пр1 любых режимах работы установки образуется пенообразный про-дукт, способ утилизации которого также требует дополнительной про- >. работки [23]. [c.90]

        Присадки позволяют повысить растворимость воды в нефтепродуктах за счет образования гомогенной тройной системы нефтепродукт—присадка—вода. В результате вода не выпадает из нефтепродуктов при низких температурах. Этим достигается необходимый положительный эффект, поскольку с эксплуатационной точки зрения опасна не растворенная, а выпадающая из топлив и масел вода. Присадки, предотвращающие выделение воды при низких температурах, применаются в настоящее время к авиационным топливам. В качестве таких присадок исследована большая группа соединений. Эффективными и пригодными для промышленного применения оказались моноэтиловый эфир этиленгликоля (этил-целлозольв, жидкость И ), монометиловый эфир этиленгликоля (метилцеллозольв) и тетрагидрофурфуриловый спирт. Добавление 0,1—0,3 % этилцеллозольва предотвращает выделение воды нз топлив при низких температурах. В присутствии присадки и при уреличении ее концентрации с 0,1 до 0,3 % скорость растворения кристаллов льда в топливе значительно увеличивается (табл. 63). С понижением температуры скорость растворения кристаллов льда уменьшается. В присутствии этилцеллозольва температура образования кристаллов значительно понижается. В топливах с 0,3 % этилцеллозольва и максимальным содержанием воды 0,013 % образования кристаллов льда не происходит даже при —60 °С. Без этилцеллозольва образование кристаллов льда в топливе наблюдается уже при содержании воды 0,003 %. [c.150]

        Электроосаждение (англ. ele tri sedimentation) — процесс осаждения твердых или жидких частиц в электрическом поле. В нефтепереработке используется при разделении неоднородных дисперсных систем. В частности, на установках каталитического крекинга — в электрофильтрах для выделения твердых частиц катализатора из потока дымовых газов, уходящих из регенератора на установках по обезвоживанию и обессоливанию нефти — в электродегидраторах при разделении водонефтяных эмульсий при очистке светлых нефтепродуктов и сжиженных газов — в электроразделителях для выделения воды и щелочи. [c.217]

        Расчетная скорость всплыпания нефтепродуктов в нефтеловушке и определяется по кинетике их выделения. Она зависит от плотности нефтепродуктов, размеров частиц эмульсии, температуры сточной воды, наличия механических примесей и других факторов. Полученная в лабораторных условиях кинетика выделения нефтепродуктов из воды (т. е. зависимость эффективности очистки Эоч от времени всплывания /всп позволяет установить расчетную гидравлическую крупность выделяемых частиц при заданной степени очистки (для примера см. рис. 2.4). [c.30]

        В период нахождения балластных вод в буферном резервуаре из них происходит выделение нефтепродуктов, которые концентрируются на поверхности. Характер изменения средней по высоте резервуара концентрации нефтепродуктов в воде в процессе отстаивания в сооружении высотой 6—7 м показан на рис. 2.12 [8]. Таким образом, при наличии буферных резервуаров на нефтебазе они одновременно выполняют роль нефтеловушек, которые в таких случаях могут не предусматриваться. Однако обычные жидкотопливпые емкости не приспособлены для сбора и удаления неизбежно выпадающих здесь осадков. Их объем надо сокращать, предусматривая подачу балластных вод в буферные резервуары через песколовки. Затруднен здесь и отвод всплывшей массы с поверхности жидкости. [c.36]

        Кинетика выделения нефтепродуктов из балластных вол определяется многими факторами, и в настоящее время еще не накоплен экспериментальный материал для обобщаю[цих зависимостей. При исходных концентрациях нефтепродуктов в балластной воде до 2000 мг/л, например, на нефтебазе Шесхарис (Новороссийск) [8] изменение средней по высоте зоны отстаивания концентрации нефтепродуктов в воде приближенно описывается выражением [c.36]

        С целью сравнительного изучения основных закономерностей выделения нефтепродуктов из воды напорной флотацией без применения коагуляции по ед,иной методике проведено лабораторное исследование нижеследующих технологических схем [23] 1) прямоточной одиоступенчатоп 2) прямоточной многоступенчатой 3) циркуляционной с насыщением воздухом и дросселированием части расхода очищенной йоды с последующим смепюггием с потоком исходной воды 4) циркуляционной с насыщением воздухом части расхода очищенной воды с по-следуюгцим смешением с потоком исходной воды под давлением насыщения и дросселированием смеси. [c.70]

        Исследуемая жидкость представляла собой эмульсию смеси мазута с дизельным топливом в дистиллированной воде. Перед флотационными опытами эмульсия подвергалась отстаиванию в течение 2 ч для выделения грубодисиерсиых частиц до остаточного содержания 50—150 мг/л. Содержание нефтепродуктов в воде определялось экстрагированием четыреххлористым углеродом. Значение дзета-потенциала эмульсии регулировалось изменением pH среды путем добавления раствора соляной кислоты, а также за счет добавления хорошо диссоциирующего на ионы хлористого натрия. Измерение дзета-потенциала проводилось методом электроосмоса. [c.122]

        Принимая во внимание, что кроме фильтрования донных осадков все остальные методы связаны с большими энергетическими затратами и исключают возможность выделения из них нефти (нефтепродуктов) в свободном виде, методу обработки донных шламов по технологии фирмы Андриц АГ (Австрия) следует уделить особое внимание. При использовании технологии и техники этой фирмы (рис. 3.8) можно в виде фильтрата выделить из донных осадков нефтешламов основное количество (70% от потенциала) нефти (нефтепродуктов) и воду. В результате после фильтропресса получается остаток (кек) с незначительным (до 20%) содержанием воды и нефтепродуктов. После подсушивания остатка образуется гидрофобный порошкообразный продукт серого цвета, который в дальнейшем может быть использован, например, в качестве наполнителя в дорожном строительстве. Вьщеленный фильтрат при отстаивании способен расслаиваться на нефть (нефтепродукт) и воду, что позволяет возвращать его на дополнительную очистку в действующую систему подготовки нефти и воды. [c.324]

        В состав нефтепродуктов, выделенных из биологически очищенных сточных вод НПЗ, входит 10-15 % н-алканов с Сю-Сго, причем основная часть представлена изопреноидными структурами 40-45 % циклоалкановых углеводородов, в основном шестичленных 25-30 % моноциклических аро-матических углеводородов и 10-20 % би-циклических ароматических углеводородов (производных нафталина). Среди н-пара-финов и ароматических углеводородов идентифицировано 44 индивидуальных соединения, что составляет около 60-70 % суммы нефтепродуктов. [c.627]

        Подводя итог краткому обзору работ по исследованию влияния органических растворителей на результаты анализа, приходится признать, что, по-видимому, нет универсального растворителя, обеспечивающего максимальную чувствительность определения всех элементов в любых образцах. Таким образом, необходимо выбирать компромиссный вар иант. Ароматические углеводо роды хорошо растворяют большинство нефтепродуктов, но дают яркое светящееся пламя, снижая тем самым чувствительность и точность анализа. С алканами и алкенами пламя получается удовлетворительного качества, но в них не растворяется ряд нефтепродуктов. Спирты и етоны дают стабильное хорошее пламя, но также плохо растворяют некоторые нефтепродукты. 3ia рубежом довольно широко используют МИБК при анализе органических цродуктов. МИБК хорошо растворяет большинство нефтепродуктов, повышает чувствительность анализа и способствует меньшему выделению воды из образ Ца. Но МИБК для массового применения нежелателен из-за высокой стоимости и едкого, раздражающего запаха. [c.43]

        Многие ингибиторы окисления (фенолы, аминофенолы и др.) обладают бактерицидными свойствами. Эффективными бактерицидами являются производные бора, например продукты конденсации боратов щелочных металлов и гликоля (Ма-диэтиленгли-кольборат). Получают их нагревом при 75—110°С (до прекращения выделения воды) смеси, состоящей из одного моля буры и 9 молей этиленгликоля. Таким бактерицидом предлагается покрывать днище резервуаров перед их заливом нефтепродуктами [17]. [c.218]

        В конце 1951 г. была построена береговая очистная установка в одном пз портов Англии. Трубопровод проложен непосредственно от якорной стоянки к береговым сооружениям. Производительность установки рассчитана на откачку 1000 м /час загрязненной воды из судна на берег. В состав установки входит три резервуара общей емкостью примерно 6000 т, используемые для приема загрязненной нефтью воды и предварительного отстаивания ее. Основной частью очистной установки является нефтеловушка. Очищенная в нефтеловушке вода спускается в море. Считается, что очищенную воду можно спускать в море при содержании в ней менее 100 мг/л остаточных нефтепродуктов, так как при этом не происходит загрязнение поверхности моря. Нефть из нефтелову шки, содержащая определенное количество воды, подвергается дальнейшей обработке в специальных резервуарах путем отстаивания при подогревании ее для лучшего выделения воды. Выделившаяся вода спускается вновь через нефтеловушку в море, а нефть используется. [c.98]

        Экстрагент, иснользуемый для выделения нефтепродуктов из воды Способ отделения нефтепродуктов ОТ мешающих веществ 5 - 5 [c.204]

        Предложены [35—37] способы соосаждения нефтепродуктов на гидроокисях алюминия, железа и магния, которые рекомендуются особенно при низких концентрациях нефтепродуктов в воде. Для полного извлечения нефтепродуктов, содержаш ихся в концентрациях от 0,001 мг/л [31, 38], целесообразно сорбировать их на активном угле с последующей десорбцией небольшими объемами органического растворителя, что обеспечивает значительное концентрирование. Некоторые авторы [39] предлагают вместо активного угля использовать специальные сорбенты, например эко-перл, экоперлит и т. д. Метод, основанный на сорбции нефтепродуктов на активном угле и других сорбентах, более длителен, требует стандартизации при проведении анализа и может быть рекомендован лишь в случае очень низких (тысячные доли миллиграмма на литр) концентраций, когда прямая экстракция затруднительна из-за необходимости обработки значительных (10 л и более) объемов проб воды. Использование метода, основанного на соосаждении нефтепродуктов на гидроокисях металлов, вряд ли целесообразно, поскольку ни по чувствительности, ни по быстроте выполнения он не имеет преимуществ перед прямой экстракцией. Основной его недостаток — неполнота и невоспроизводи-мость результатов по извлечению нефтепродуктов из воды (по нашим данным процент выделения колеблется от 55 до 100). В частности, ароматические углеводороды [40] в первую очередь сорбируются и прочнее удерживаются сорбентом, чем алифатические. [c.212]

        Предварительные указания. Поскольку концентрирование и выделение нефтепродуктов из воды производится хлороформом, последний удобно использовать в качтетве консерванта (2—3 мл на [c.200]

        Ускоренный адсорбционно-люминесцентный метод (разработан Л. А. Христиановой). Принцип. Метод основан на выделении нефтепродуктов из воды четыреххлористым углеродом, отделении полярных соединений сорбцией на окиси алюминия и измерении люминесценции нефтепродуктов в органической фазе на флюориметре ЭФ-ЗМА. Чувствительность метода 0,01 мг нефтепродуктов в пробе погрешность определения 10%, время анализа порядка 15—20 мин. [c.100]

        Определение содержания воды дистилляционным методом в жидких нефтепродуктах, смолах и т. п. Для этого метода применяется прибор Дина и Старка (см. рис. 26). Замеренное или взвешенное количество исследуемого продукта вместе с некоторым количеством органического низкокнпящего вещества, не смешивающегося с водой (ксилол, бензол и др.), перегоняется в круглодонной колбе 1. Вода вместе с органическим вещес1Вом собирается по отводной трубке В градуированной заранее ловушке 2, соединенной с обратным холодильником 3. Перегонка ведется до тех пор, пока не прекратится выделение воды. Количество воды легко определяется, так как она в ловушке отделяется от органического вещества четким мениском. [c.308]

    chem21.info

    Определение содержания остаточной воды в нефти

     

    При добыче нефти ее сопровождают пластовые воды с растворенными в ней солями (хлоридами, сульфатами, карбонатами). Содержание воды и солей в нефти колеблется в широких пределах в зависимости от условий залегания, методов разработки и способов добычи нефти. Обводненность добываемого потока может достигать 80-90%. Минерализованная вода присутствует в нефти в виде эмульгированных глобул, образующих, в основном, нефтяную эмульсию обратного типа "вода в нефти". Нефтяная эмульсия стабилизируется прочными адсорбционными пленками на границе раздела фаз нефть-вода, которые являются физическим барьером для контакта между диспергированными глобулами воды, препятствуют их слиянию (коалесценции) и осаждению (седиментации). Этот барьер создают природные стабилизаторы (эмульгаторы) - различные высокомолекулярные компоненты нефти и примеси. Это такие полярные вещества, как смолы, асфальтены, соли нафтеновых кислот, а также твердые, тугоплавкие парафины и различные механические примеси (глина, ил, кварцевый песок, нерастворимые в воде соли, окислы железа (II, III), сульфид железа и др.).

    Обводненные нефти вызывают ряд трудностей и осложнений в работе технологического оборудования: это коррозия трубопроводов, резервуаров, насосов; повышение вязкости и возрастание энергозатрат при перекачке такой нефти; нарушение режима атмосферной перегонки нефти. Во избежание этого разработаны различные методы и способы обезвоживания нефтей. Наиболее простым и эффективным является разрушение эмульсии термохимическим методом с помощью деэмульгаторов – поверхностно-активных веществ различных классов и типов. Согласно общепринятой теории П.А. Ребиндера, действием деэмульгатора ослабляется структурно-механическая прочность адсорбционных слоев, состоящих из природных эмульгаторов. Применение оптимальных дозировок деэмульгатора в сочетании с нагревом эмульсии за счет снижения вязкости эмульсии позволяет интенсифицировать процессы обезвоживания и обессоливания нефтей и провести их наиболее полно. Подробнее об этом, а также о методике лабораторного деэмульгирования нефти можно узнать в [2-4].

    Согласно ГОСТ 51858-2002, подготавливаемая к дальнейшей переработке нефть должна иметь характеристики, указанные в таблицах 2 и 3 Приложения 1.

    Методика определения содержания воды в нефти методом Дина-Старка.

    Метод основан на отделении воды от нефти за счет азеотропной перегонки. Азеотропная перегонка представляет собой процесс ректификации в присутствии растворителя, который является наиболее летучим компонентом смеси. Растворитель выбирается таким, чтобы увеличить относительную летучесть тех компонентов, которые должны быть удалены.

    В случае работы по определению остаточной воды в нефти в качестве растворителя, удаляющего воду, выступает легкокипящая фракция деароматизированного бензина. Некоторые углеводороды, находящиеся в бензине, такие как пентан, гексан, гептан, октан, позволяют выделять воду из нефти при температурах меньших, чем это необходимо для кипения воды. К примеру, азеотропная смесь гептана и воды в соотношении 87/13 выкипает при температуре 79,2 0С, тогда как их температуры кипения составляют 98,4 и 100 0С.

    Ранее, при действии ГОСТа 443-76 использовался бензин марок "Калоша" ("Галоша"). В настоящее время он идет под наименованием Нефрас С2-80/120. В целом, может быть использована легкая фракция прямогонного бензина.

    Следует отметить, что доверительные результаты метод Дина-Старка дает при анализе остаточной воды. Применение его для определения содержания воды в эмульсии достаточно спорно, так как результат, зачастую, оказывается серьезно занижен.

    Пробу нефти предварительно хорошо перемешивают. Затем в круглодонную колбу (рис. 1) емкостью 0,5 л берут навеску нефти в количестве 100 г (с точностью до 0,02 г), наливают в колбу 100 мл прямогонного бензина, добавляют "кипелки" (кусочки фарфора или керамики) и собирают прибор Дина-Старка (рис. 1.). Вся используемая посуда (колба, ловушка-приемник, обратный холодильник) должна быть чистой и сухой. Нагревание колбы с нефтью осуществляют с помощью электронагревательного прибора так, чтобы из холодильника в ловушку стекало по 2-4 капли в секунду сконденсированной азеотропной смеси воды с растворителем.

    В процессе перегонки ловушка полностью заполняется и бензин начинает переливаться обратно в перегонную колбу. Вода же постепенно накапливается в нижней части ловушки. Перегонку ведут до тех пор, пока объем воды в ловушке не перестанет изменяться (от 30-ти 60-ти минут).

    Рисунок 1 - Прибор Дина-Старка:

    1 - круглодонная колба;

    2 - ловушка Дина-Старка;

    3 - холодильник.

     

    Содержание воды в нефти (в % мас.) определяют по формуле:

    , (1)

    где V – объем воды в ловушке, мл;

    - плотность воды, г/см3;

    G – навеска нефти, г.

     

    Внимание! При проведении работы существует возможность возгорания установки. Если выставлен чрезмерно мощный уровень нагрева колбы, то образуется большой объем паров, проходящих через холодильник. Эти пары препятствуют обратному течению конденсата в ловушку, в результате чего конденсат накапливается в холодильнике и через некоторое время переливается через его верх на электрическую плитку. Поэтому всегда следует следить на ходом перегонки и уровнем нагрева смеси.

     

    Похожие статьи:

    poznayka.org

    Механизм вытеснения нефти из пласта водой и газом

    В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами – краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.

    Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как "поршни". Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 1. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

    Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения ρmax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды ρп. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от ρmax до ρф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.

     

    Рисунок 1. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой.

    Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

    Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.

    Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

    Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачи­вания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька га­зонасыщен­ность структуры увеличивается.

    Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расши­ряясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

    Похожие статьи:

    poznayka.org

    Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пласта

     ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

    Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:

    1)напором краевых вод;

    2)напором газа, сжатого в газовой шапке;

    3)энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;

    4) упругостью сжатых пород;

    5) гравитационной энергией.

    В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

    Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны.

    Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

    СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖИ

    Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер ее течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.

    Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия перемещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 6.1).

    Рис. 6.1. Схема деформации капли нефти при её сдвиге в капилляре.

    Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при это давление Р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти:

       (6.1)

    где   - поверхностное натяжение на границе нефть-вода;

    R - радиус сферической поверхности столбика нефти;

    г - радиус ее цилиндрической поверхности.

    Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное пунктирными линиями.

    Разность давлений, созданных менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений:

       (6.2)л

    Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики. Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

    В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление.

    ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ЗАКОНА ДАРСИ

    На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела между нефтью, газом и водой, но и поверхностные явления, происходящие на границах твёрдое тело-жидкость. Понижение скорости фильтрации может быть вызвано химической фиксацией адсорбционных слоев поверхностно-активных компонентов нефти, например кислотного типа, на активных местах поверхности минеральных зёрен.

    В таких случаях может наблюдался непрерывное замедление фильтрации со временем до полной закупорки перовых каналов вследствие возрастания толщины коллоидных пленок.

    Установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлении и повышением температуры до 60-б5°С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде.

    Дебиты скважин вследствие образования в пласте смоло-парафиновых отложений в ряде случаев уменьшаются, и для борьбы с этим прогревают призабойную зону или обрабатывай забой какими-либо средствами.

    Другой причиной нарушения закона Дарси могут быть аномальные свойства жидкостей, связанные с отклонением от закона трения Ньютона.

    ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ

    В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами - краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.

    Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде.

    Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а, скорее, увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 6.2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

    Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax,

    соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды Sn. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.

    Рис. 6.2. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой.

    Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

    Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.

    Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

    Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается.

    Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

    НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ

    Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.

    При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70-80 %

    Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.

    Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

    Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

    Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

    Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения перового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом» вытеснении нефти водой.

    Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95-100 %.

    Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

    На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

    Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.).

    Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

    1)капиллярно удержанная нефть;

    2)нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

    3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;

    4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

    5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

    Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.

    Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной.

    Кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках.

    Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

    Как уже упоминалось, наиболее эффективен водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное ее натяжение на, границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веществами), вязкость и температуру.

    РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД

    Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромна скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вытеснения нефти.

    За водонефтяным контактом мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. Если среда гидрофильна, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной пропитки - вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Поэтому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства.

    Необходимо отметить, что вопрос об увеличении или уменьшении капиллярных сил, так же как и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного решения. В условиях зернистых неоднородных коллекторов процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.

    ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

    Анализ результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиентов давлении). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм2 и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

    На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.

    По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.

    students-library.com