Презентация на тему "Рекомендуемая литература"

Содержание

• 
  Слайд 1
  

  Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина Кафедра технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности Материалы к лекциям на тему «Промысловая подготовка нефти, газа и воды. Химические реагенты, технологии» Лектор: проф. Низова С.А. Москва, 2012г.

• 
  Слайд 2

  Рекомендуемая литература

  2 1. Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной 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.22 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. Техноло22ия 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.

• 
  Слайд 3
  

  3 Введение На долю России приходится ~12% мировых разведанных 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. IIIэтап — 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.

• 
  Слайд 4
  

  4 В настоящее время обводненность скважинной продукции в нефтедобывающей 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).

• 
  Слайд 5
  

  5

• 
  Слайд 6

  1. Показатели добычи нефти и газа в мире и в России за последние годы

  6 *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.

• 
  Слайд 7
  

  7 2. Подготовка товарной нефти С коллоидно-химической 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)

• 
  Слайд 8
  

  8 Для разработки нефтяных месторождений характерной особенностью является непостоянство 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

• 
  Слайд 9
  

  9 Для получения товарной нефти и попутного газа*, а 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.

• 
  Слайд 10
  

  3. Блок-схема разделения и подготовки скважинной продукции (сырой нефти)

  10 н/с вода мех. примеси нефть ФЛ мех. примеси мех. примеси нефть Вода вода шлам промеж. слой ДЭ н/с вода Товарная нефть СН2О0,2% СМеСl40мг/л ДЭ нефть СН2О5-10% газ Н2О нефть, газ СН2О30% Разгазованная сырая нефть СH2Oдо 98 и >% газ 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

• 
  Слайд 11
  

  4. Факторы, влияющие на выбор технологии промысловой подготовки нефти и воды

  11 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

• 
  Слайд 12

  5. При выборе технологий подготовки нефти и воды следует:

  12 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

• 
  Слайд 13

  6. Условия образования нефтяных эмульсий при нефтедобыче

  13 При подъеме 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.

• 
  Слайд 14
  

  14 Критические размеры капель, которые могут существовать в потоке 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).

• 
  Слайд 15
  

  15 Скорость потока при движении водо-нефтяной смеси от забоя 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.

• 
  Слайд 16
  

  16 Для разрушения крупной капли на несколько более мелких (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)

• 
  Слайд 17
  

  17 Из-за неравномерности 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.

• 
  Слайд 18

  8. Образование бронирующих оболочек-олеогелей

  18 Исследования Д.Н.Левченко с сотрудниками показали, 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.

• 
  Слайд 19
  

  9. Влияние температуры, вязкости и плотности нефти на осаждение капель воды

  19 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

• 
  Слайд 20

  10. Роль деэмульгаторов в разрушении водонефтяных эмульсий

  20 Разрушение водонефтяных 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.

• 
  Слайд 21

  11. Деэмульгаторы. Общая характеристика

  21 Деэмульгаторы – это поверхностно-активные вещества (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.

• 
  Слайд 22

  12. Растворимость деэмульгаторов (ДЭ) в воде и в нефти

  22 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 ГЛБ9 Для водомаслорастворимых – ф.ч.=69 Для маслорастворимых – ф.ч.=46 Растворимость некоторых деэмульгаторов

• 
  Слайд 23

  13. ГЛБ – гидрофильно-липофильный баланс

  23 Лиофильность (Л) и лиофобность(л) 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. Лиофильностьпо отношению к воденазывают 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.

• 
  Слайд 24

  14. Механизм действия реагентов – деэмульгаторов

  24 осаждение и расслоение Промежуточный слой вода частицы стабилизатора или мех. примесей коалесценция вытеснение стабилизаторов деэмульгатор «бронирующая оболочка» 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 ! .

• 
  Слайд 25

  15. Требования к деэмульгаторам

  25 Деэмульгатор должен: 1) быть эффективным (время 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.

• 
  Слайд 26
  

  16. Основные типы химических соединений, которые используются в качестве компонентов деэмульгаторов

  26

• 
  Слайд 27

  17. Структура и свойства некоторых деэмульгаторов

  27 H–(OH4C2)m–(OH6C3)n–OH6C3 H–(OH4C2)m–(OH6C3)n–OH6C3 C3H6O – (C3H6O)n – (C2H4O)m -H C3H6O – (C3H6O)n – (C2H4O)m -H 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

• 
  Слайд 28
  

  28 C3H6O – (C3H6O)n3 – (C2H4O)m3 -H C3H6O – (C3H6O)n2 – (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

• 
  Слайд 29
  

  29 3 О – (С2Н4О)n-H R CH2 – NH(СН2)2-NH – CH2 R R О – (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

• 
  Слайд 30

  18. Оценка эффективности деэмульгатора

  30 Полнота деэмульсации (разрушения эмульсии) характеризуется 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.

• 
  Слайд 31

  19. Создание эффективных деэмульгаторов. Композиционные составы

  31 Эффективный деэмульгатор должен 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

• 
  Слайд 32

  20. Технологии промысловой подготовки нефти

  32 - Гравитационное разделение нефти 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: нагревэмульсии; 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.).

• 
  Слайд 33
  

  33 - Внутрискважинная деэмульсация По этой технологии деэмульгатор подают в 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). .

• 
  Слайд 34

  21. Очистка нефтесодержащих сточных вод

  34 Источники образования нефтесодержащих сточных 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.

• 
  Слайд 35
  

  35 Пластовые сточные воды (ПСВ) включают: -пластовые воды (до 85%); -пресные 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. Однакобольшинство 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

• 
  Слайд 36
  

  36 Кроме механических примесей и осадков солей в закупорке 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

• 
  Слайд 37
  

  37 Снизить коррозионную агрессивность воды по отношению к металлам 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.

• 
  Слайд 38
  

  22. Очистка воды с помощью химических реагентов: коагулянтов и флокулянтов

  38 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. Коагулянтыширокого применения: сернокислый алюминийAl2(SO4)318H2O хлорное железоFeCl3 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.

• 
  Слайд 39
  

  39 Целью применения коагулянтов и флокулянтов является удаление из 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, NH4и др., MIII – AL, Ti, Cr, Fe и др. KAL(SO4)212H2O – алюмокалиевые квасцы, получают смешением горячих водных растворов сульфатов МI и MIII .

• 
  Слайд 40
  

  40 Термин флокуляция долгое время использовался как синоним коагуляции. 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.

• 
  Слайд 41

  23. Технологии очистки промысловых сточных вод

  41 При турбулентном режиме 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.

• 
  Слайд 42
  

  Зависимость эффективности сепарации от диаметра нефтяных капель для тарельчатого центробежного сепаратора и гидроцикла

  42

• 
  Слайд 43
  

  24. Обоснование необходимости улучшения качества подготовки воды для ППД путем удаления механических примесей, капелек нефти, твердых частичек АСПО

  43 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.

• 
  Слайд 44
  

  25. Требования к воде, закачиваемой для ППД, в зависимости от характеристики коллектора

  44 Для разных нефтедобывающих регионов, как правило, в процессе эксплуатации месторождений разрабатывают временные нормы, регламентирующие качество воды. Попытки обобщить значительный объем работ по практике нормирования содержания примесей в воде привели к разработке ОСТ 39-225-88, некоторые данные из которого приведены в таблице.