Инновационные способы разделения водонефтяных эмульсий и переработки нефтешламов

Нефтяные эмульсии: стабильность и деэмульсия

В статье авторы рассматривают нефтяные эмульсии, стабильность эмульсий, разрушение эмульсий с использованием различных деэмульгаторов.

Ключевые слова

• Эмульсия
• Деэмульгаторы
• Деэмульгирование
• Обезвоживание

Легкие плотные углеводороды перемещались к местам разрыва и превращали часть воды из пласта в углеводородные резервуары. Следовательно, эти породы-коллекторы обычно содержат нефтяные углеводороды (жидкие и газообразные) вместе с водой. Поток ресурсов через подземные воды может подниматься выше или ниже углеводородной зоны, вытекать изнутри углеводородной зоны или вытекать из закачиваемых жидкостей и добавок во время производственной деятельности. Этот тип воды часто рассматривается как связанная вода или пластовая вода и становится пластовой водой при добыче нефти, поскольку эти жидкости выносятся на поверхность. Добытую воду можно определить как воду, которая поднимается на поверхность вместе с углеводородным ресурсом и выносится на поверхность вместе с сырой нефтью или природным газом.

Асфальтены и стабилизация эмульсий

Асфальтены рассматриваются в качестве основного параметра для стабилизации воды в нефтяной эмульсии даже при низком содержании. Проблема отделения воды или расщепления воды в нефтяной эмульсии возвращается к истокам добычи сырой нефти. Эмульсия в нефтяной промышленности очень нежелательна, и в то же время образование эмульсии неизбежно. Эмульсия должна быть разделена на две фазы перед транспортировкой и процессом переработки и соответствовать определенному стандарту остаточного содержания воды и солей, при этом содержание воды должно составлять менее 1 %. Процесс расщепления эмульсии на двухфазную называется деэмульгацией.

Методы деэмульгации

Кроме того, процесс деэмульгации является очень сложным процессом, как правило, существует три основных метода деэмульгации: физический, химический и биологический. Эффективность методов зависит от способности минимизировать стабильность эмульсии до тех пор, пока не произойдет разделение. В нефтехимической промышленности эмульсия должна быть разделена на две фазы перед дальнейшим процессом переработки.

Важность удаления примесей

Наиболее важным в процессе деэмульгирования является удаление примесей, соли и воды из смеси. Технология опреснения зависит от концентрации соли в воде и совместимости технологии с высокой концентрацией загрязняющих веществ в добываемой воде. Существует несколько методов деэмульгирования. Наиболее распространенными являются электрическая сепарация, химическая обработка и мембранная фильтрация. Деэмульгирование можно определить как процесс разделения сырой нефти на двухфазную сырую нефть и воду. Как правило, метод деэмульгирования можно оценить по трем пунктам, как показано ниже.

• Время или скорость процесса разрушения эмульсии.
• Эффективность процесса разделения эмульсии сырой нефти.
• Качество удаления отделенной воды.

Проблема удаления воды и утилизации воды в промысловых системах

Производители сырой нефти отдают предпочтение высокой эффективности разделения с минимальными затратами времени и наилучшему способу утилизации воды. Существуют технические требования к сырой нефти перед ее отправкой на нефтеперерабатывающий завод или транспортировкой по трубопроводам, например, сырая нефть должна содержать менее 0,2 % воды и осадка и менее 10 % соли, и эти технические требования зависят от производителя сырой нефти. Как правило, преимущество использования методов МУН заключается в повышении эффективности микроскопического вытеснения, получаемого при заводнении водой.

Методы разделения эмульсии

Однако методы МУН более дороги, чем очистка воды, и эти методы стали экономически привлекательными на огромных нефтяных месторождениях.

Способы разделения эмульсии

Межфазные пленки, в состав которых входят капли воды, отвечают за стабильность эмульсии. Эмульсия, которая распадается на межфазную пленку, должна быть разрушена, чтобы капли воды могли объединиться. Существует несколько факторов, которые могут способствовать ослаблению межфазной пленки:

• Уменьшение перемешивания или силы сдвига.
• Утилизация твердых частиц.
• Повышение температуры.
• Контроль за содержанием эмульгаторов.
• Увеличение продолжительности времени.

Методы разделения эмульсии

В нефтяной промышленности существуют различные способы разделения эмульсии на нефть и воду. Кроме того, эти методы зависят от применения одного из приведенных ниже методов:

• Добавление химического ПАВ.
• Пропускание электрических полей для усиления коалесценции капель воды.
• Улучшение физических характеристик смеси.

Химическое деэмульгирование

В нефтяной промышленности важным методом является разрушение эмульсии путем химического деэмульгирования путем применения поверхностно-активных веществ или деэмульгаторов в качестве химических добавок. ПАВ используемые в качестве деэмульгаторов в основном состоят из двух частей: одна является гидрофильной, а другая — гидрофобной.

Список литературы

1. Cassella, R.J., Dos Reis, L. G. T., Santelli, R.E., Oliveira, E.P., 2011. Direct determination of manganese in produced waters from petroleum exploration by electrothermal atomic absorption spec¬trometry using Ir-W as permanent modifier. Talanta 85 (1), 415¬419.

2. Veil, J.A., Puder, M.G., Elcock, D., Redweik Jr, R.J., 2004. A white paper describing produced water from production of crude oil, natural gas, and coal bed methane.

3. Cullum, D., 1994. Surfactant types; classification, identification, separation. In: Introduction to Surfactant Analysis. Springer, pp. 17–41.

4. Fakhrul-Razi, A., Pendashteh, A., Abdullah, L.C., Biak, D. R. A., Madaeni, S.S., Abidin, Z.Z., 2009. Review of technologies for oil and gas produced water treatment. J. Hazard. Mater. 170 (2–3), 530–551.

5. Kokal, S., Wingrove, M., 2000. Emulsion separation index: from laboratory to field case studies. Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition.

6. Fan, Y., Simon, S., SjSblom, J., 2009. Chemical destabilization of crude oil emulsions: effect of nonionic surfactants as emulsion inhibitors. Energy Fuels 23 (9), 4575–4583.

Нормативный документ ВНТП 3-85

ВНТП 3-85 — нормативный документ, содержащий требования и положения для проектирования объектов и систем нефтяной промышленности. Он распространяется на различные аспекты обустройства нефтяных месторождений, включая системы сбора, транспорта, подготовки и эксплуатации нефти, газа и воды.

Рекомендации и технические инновации

Документ включает в себя рекомендации по использованию современных технических решений, таких как рациональное использование ресурсов, применение компьютерных систем проектирования, герметизированные системы сбора и транспортировки нефти, автоматизацию технологических процессов и другие инновации.

Аспекты проектирования и строительства

Документ также охватывает широкий спектр аспектов проектирования и строительства, включая кооперацию систем и объектов, использование блочного оборудования и установок, применение индустриальных методов строительства, блок-боксы и здания СКЗ, а также внедрение технологических решений для повышения эффективности и безопасности производственных процессов.

Требования и положения

ВНТП 3-85 содержит требования и положения, обязательные при проектировании объектов, сооружений и технологических процессов обустройства систем сбора, транспорта, подготовки нефти, нефтяного газа и пластовых вод, заводнения нефтяных пластов, газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, водоснабжения и канализации, телемеханизации, автоматизации и механизации производственных процессов, электроснабжения, связи и сигнализации, теплоснабжения, отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха, а также требования по охране труда и технике безопасности, охране окружающей среды на нефтяных месторождениях Министерства нефтяной промышленности.

Нормы распространяются на проектирование новых, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих объектов и сооружений (ЦПС, УПН, пунктов сбора нефти и газа (ПС), ДКС, УЕС, СУ, КЕС, БКЯС, КС, Ш Г и др.).

При реконструкции или техническом перевооружении действующих объектов нормы распространяются только на реконструируемую или подлежащую техническому перевооружению часть.

Термины и их определения

• ЭЦН — электрические центробежные насосы: система насосов, используемая для подъема нефти из скважины.
• ШГН — штанговые глубинные насосы: система насосов, используемая для подъема нефти из скважины с помощью специальных штанг и глубинного насоса, работающего на принципе перекачки.
• ЛВЖ — легковоспламеняющаяся жидкость, такая как бензин или растворители, используемая в нефтегазовой промышленности.
• ГЖ — горючая жидкость, такая как мазут или дизельное топливо.
• ПТБ — Печь трубчатая блочная: тип печи, состоящей из блоков и используемой для тепловой обработки или нагрева различных субпродуктов в нефтегазовой промышленности.

Полный текст ВНТП 3-85

НН (ПТНН) – Печь трубчатая для нагрева нефти:

Тип печи, специально разработанный для нагрева нефти с целью изменения ее физических свойств, например, вязкости или плотности, для улучшения ее перекачиваемости или дальнейшей переработки.

БН – Печь трубчатая с настильным пламенем:

Тип печи, в которой пламя располагается на поверхности печного настила и служит для тепловой обработки или нагрева материалов, в том числе нефти и нефтепродуктов.

ЦПС – Центральный пункт сбора, пункт подготовки нефти, газа и воды:

Инфраструктурное сооружение, предназначенное для сбора, обработки и подготовки нефти, газа и воды, получаемых из различных скважин, перед их дальнейшей транспортировкой или переработкой.

ГПЗ – Газоперерабатывающий завод:

Производственный комплекс, специализирующийся на переработке и обработке природного газа для получения различных продуктов, таких как сжиженный газ, пропан, этилен и другие химические соединения.

ДНС – Дожимная насосная станция:

Станция, оснащенная специальными насосами, используемая для подачи дополнительного давления в скважину с целью стимулирования добычи нефти или газа.

ШФЛУ – Широкая фракция легких углеводородов:

Группа углеводородных соединений, включающая в себя различные легкие углеводороды, такие как метан, этан, пропан и бутан, которые являются компонентами природного газа и используются в различных отраслях нефтегазовой промышленности.

СУГ – Сжиженные углеводородные газы:

Газы, такие как пропан и бутан, которые находятся в сжиженном состоянии под давлением и используются в качестве альтернативного топлива или для различных технологических целей.

УПН – Установки подготовки нефти и газа (УПНиГ):

Технологические комплексы и системы, используемые для очистки, разделения и подготовки нефти и газа перед их дальнейшей переработкой или транспортировкой.

УТВЕРЖДЕН приказом Министерства нефтяной промышленности

СОГЛАСОВАН: Госгортехнадзор СССР

Полный текст ВНТП 3-85 (PDF)

Выкидные трубопроводы:

Трубопроводные системы, предназначенные для сброса или отвода различных веществ, например, нефти, газа или воды, из резервуаров или процессов на определенные места, с целью безопасного удаления или дальнейшей обработки.

Газораспределительные блоки (гребенки):

Устройства, используемые для распределения и контроля потока газа в нефтегазовых системах. Они обычно состоят из ряда клапанов и трубопроводов, разделенных на отдельные секции, чтобы обеспечить равномерное распределение газа и его переключение между различными направлениями и процессами.

Станции управления ЭЦН и ШГН:

Комплексные системы управления, предназначенные для контроля и регулирования работы электрических центробежных насосов (ЭЦН) и штанговых глубинных насосов (ШГН) в скважинах.

Герметизированный сбор нефти и нефтяного газа — процесс сбора и переработки нефти и газа, при котором они контролируемо и безопасно собираются и передаются на дальнейшую обработку или транспортировку. Герметизация обеспечивает минимальные потери продукта и предотвращает его утечку в окружающую среду.

Обезвоживание и обессоливание — процессы, используемые для удаления влаги и солей из нефти и газа. Обезвоживание включает удаление воды, а обессоливание – удаление солей, таких как хлориды и сульфаты. Эти процессы проводятся с целью улучшения качества и стабильности нефти и газа перед их дальнейшей переработкой или транспортировкой.

Методы кустового строительства скважин — методы, используемые для одновременного бурения и обустройства нескольких скважин на ограниченной площади. Это позволяет оптимизировать использование оборудования и ресурсов, уменьшить затраты и сократить время строительства скважин.

Нефтепроводы — трубопроводные системы, предназначенные для транспортировки нефти на большие расстояния от места добычи до точек потребления или дальнейшей переработки. Они могут простираняться на сотни и даже тысячи километров и играют важную роль в нефтяной промышленности.

Ступень сепарации нефти — уровень или этап в процессе сепарации, при котором происходит разделение смеси нефти и газа. На этой ступени осуществляется удаление газа из потока нефти, что позволяет получить чистую нефть для дальнейшей переработки или хранения.

Ключевые схемы ГОСТ 14249-89

Добыча нефти в современных условиях сопровождается интенсивным перемешиванием в скважине водонефтяной смеси, в результате чего происходит ее диспергирование. Это приводит к образованию стойких эмульсий. Основными причинами являются природа самой нефти, используемая технология добычи, сбора и перемешивания нефти с водой.

Сложность разделения нефтяной эмульсии определяется влиянием многочисленных факторов.

Перечислим наиболее важные из них, подлежащие учету:

– вязкость нефти: чем она ниже, тем менее устойчива эмульсия;

– плотности нефтяной и водной фаз: чем больше разница плотностей, тем быстрее протекает расслоение эмульсии;

– поверхностное натяжение между двумя фазами (что связано с типом эмульгирующегося агента): разделению способствует снижение данного показателя;

– концентрация дисперсной воды: небольшое содержание воды в нефти в турбулентном режиме способствует образованию высокоэмульгированной смеси;

где Wr – скорость осаждения дисперсной фазы, м/с; r – радиус дисперсной среды, м; (ρв – ρн) – разность плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды, кг/м3; υ – кинематическая вязкость, м2/с; g – ускорение свободного падения, м/с2.

На данный момент для разделения водонефтяной эмульсии чаще всего применяют химические реагенты – деэмульгаторы. К ним относятся искусственно синтезируемые поверхностно-активные вещества, обладающие большей поверхностной активностью, чем известные природные эмульгаторы.

Влияние деэмульгатора в процессах обезвоживания и обессоливания сводится к следующему:

– разрушение бронирующего слоя, окружающего капли пластовой воды, предотвращение его образования вокруг капель вновь подаваемой в нефть промывной воды;

– адсорбция на поверхности раздела фаз нефть – вода.

Расход деэмульгатора, т.е. количество его в граммах, необходимое для эффективного обессоливания и обезвоживания одной тонны нефти (г/тн), является важным технологическим показателем, который также зависит от природы нефти.

При его введении протекают следующие процессы:

· по мере накопления деэмульгатора на поверхности капелек воды между ними возникают силы взаимного притяжения;

· мелкие диспергированные частицы воды образуют большие капли, в которых пленки вокруг глобул сохраняются;

· процесс образования больших капель (хлопьев) из мелкодиспергированных капелек воды в результате воздействия деэмульгатора называется флокуляцией (хлопьеобразованием). В процессе флокуляции поверхностная пленка глобул воды становится достаточно ослабленной, происходит ее разрушение и слияние частиц;

· слияния капелек воды называется коалесценцией. Деэмульгаторы должны обеспечивать ускорение процесса.

В нефти также присутствуют различные примеси (сульфид железа, частицы глины, ил и т.д.), частички которых собираются на границах раздела и способствуют упрочнению пленки, обволакивающей глобулы воды. Зачастую эти компоненты являются основными веществами, формирующими материал пленки, и удаление их вместе с водой также является важной задачей при обезвоживании нефти. Вводимые деэмульгаторы обволакивают частицы механических примесей тонкой пленкой, хорошо смачиваемой водой, и способствуют тем самым их удалению из нефти.

Основные свойства деэмульгаторов, необходимые для разрушения нефтяных эмульсий:

· способность проникать на поверхность раздела фаз нефть – вода;

· вызывать флокуляцию и коалесценцию глобул воды;

· хорошо смачивать поверхность механических примесей.

На практике часто наблюдается, что деэмульгатор, эффективно разрушающий водонефтяные эмульсии из одной скважины, неэффективен по отношению к эмульсии другой скважины, несмотря на аналогичные внешние признаки. Это может зависеть от изменения состава пластовой воды, ее содержания в нефти, появления в ней других химических веществ. В качестве примера рассмотрим информацию, опубликованную в журнале Neftegaz.RU в 2009 году.

Для ачикулакской нефти при использовании деэмульгатора марки СНПХ-4410 (расход 0,07–0,28 г/т) после 30 мин отстоя количество выделившейся воды было крайне мало, но через сутки оно резко увеличилось и эффективность деэмульгатора достигла 51,9 % об. Для той же ачикулакской нефти при обработке ее деэмульгатором СНПХ-4204 (расход 0,1–0,4 г/т) показатель возрос до 66,7 % об. При обработке смеси волгоградской и шаимской нефтей деэмульгатором СНПХ-4204 (расход 0,09–0,37 г/т) эффективность варьировала в пределах 3,7–48,2 % об. При использовании Диссольвана–4411 (расход 0,15–0,4 г/т) она достигла 96,3 %. Деэмульгатор марки СНПХ–4410 (расход 0,03–0,06 г/т) не дал заметного положительного эффекта. Воздействие всех перечисленных реагентов на нефтекумскую и дагестанскую нефть (при расходах 0,08–0,35 г/т) также осталось на нулевом уровне.

По результатам промышленных испытаний, проведенных на различных месторождениях России, деэмульгаторы на основе неионогенных ПАВ признаны наиболее эффективными химическими реагентами. Они принадлежат к классу соединений, состоящих из блок-сополимеров окисей этилена и пропилена, которые неспособны диссоциировать на ионы в растворах и находятся в них в молекулярной форме. Установлено, что гидрофильными свойствами в молекуле обладает сополимер оксида этилена (CH2OCH2), а гидрофобными – сополимер оксида пропилена.

Соотношение гидрофобной и гидрофильной частей молекулы существенно влияет на сродство деэмульгатора к воде или к нефти, т.е. ее можно увеличить или уменьшить. Кроме того, изменяя число молекул присоединяемого оксида этилена, можно контролировать деэмульгирующую способность неионогенных соединений. При удалении из полимерной цепи оксида этилена увеличивается растворимость неионогенного вещества в воде. Таким образом, поверхностная активность деэмульгатора также определяется соотношением гидрофобной и гидрофильной частей молекулы.

– обеспечение быстрого разделения водной и нефтяной фаз;

– создание четкой границы раздела фаз;

– обеспечение низкого содержания (менее 0,5 %) остаточной воды в нефтяной фазе;

– достижение высокого качества отделяемой водной фазы.

Рассмотрим некоторые современные разработки.

Специалистами Колтек также созданы достаточно эффективные реагенты для разрушения водонефтяных эмульсий. Ими оказались оксиалкилированные алкилфенолформальдегидные смолы (ОАФФС), которые выступают в качестве основного компонента активной составляющей композиционных деэмульгаторов.

Оптимальным является состав ОАФФС со средней степенью конденсации m = 4 и степенью оксиалкилирования n = 9. Новые деэмульгаторы, получившие товарные марки «Геркулес 1603С» (ОАФФС + деэмульгатор) и «Геркулес 1017 М» (ОАФФС + диспергатор), успешно апробированы на промышленной ЭЛОУ ОАО «Уфимский НПЗ» и на пилотной ЭЛОУ ОАО «ВНИИ НП» (при обессоливании высокопарафинистой каспийской нефти).

Полученные результаты позволили рекомендовать их к полномасштабному промышленному применению.

Рассматриваемые инновационные способы предусматривают проведение процесса при температуре от 25 °С до 60 °С, ультразвуковое воздействие на композицию в проточном канале с созданием условий для цилиндрического или квазицилиндрического фокусирующего акустического концентратора с требуемой частотой резонанса.

Наряду с рассмотренными водонефтяными эмульсиями на территории многих предприятий в прудах-отстойниках (амбарах) сегодня скопились огромные количества отходов нефтепродуктов, представляющих собой смесь нефти, воды и твердой фазы. Нефтешлам – сложная физико-химическая коллоидная система, которая состоит из различных нефтепродуктов, механических примесей (глины, оксидов железа и других соединений, песка) и воды, причем соотношение составляющих его веществ может варьировать в широких пределах. Особенностью амбарных эмульсий в нефтедобывающей промышленности является наличие значительного количества механических примесей – до 10–13 мас. %, повышенная вязкость дисперсионной среды до 400–800 мм2/с, высокая агрегативная устойчивость к длительному хранению.

Большинство проектов по утилизации подобных шламов не дают должного эффекта из-за неправильно подобранного оборудования, химических реагентов (деэмульгаторов, флокулянтов) или незнания природы перерабатываемых отходов.

Рассмотрим наиболее интересные технические решения.

При работающей технологической линии нефтяной шлам из амбара подается в сырьевой резервуар, где проходит подготовку перед подачей на трикантер. Изначально заполняется один резервуар, затем производится перевод на резервный резервуар, а заполненный включается в систему подготовки сырья. Аппараты снабжены перемешивающими устройствами, предусмотрены подача воды, подогрев эмульсии нефтешлама с помощью теплообменника.

Путем регулирования режима работы теплообменников достигается температура в резервуарах в 65 °С. Гомогенизированный нефтешлам поступает с помощью насоса на сепарационную установку для отделения нефти, воды и механических примесей.

Отсепарированная смесь нефтяных фракций под остаточным напором направляют в товарную емкость, расположенную в нижней части рамы трикантера, а затем перекачивают в резервуары готовой продукции. Воду собирают в буферной емкости, расположенной в нижней части сепаратора, и подают на дальнейшую очистку.

Применительно к рассматриваемому способу было отмечено, что изменение параметров вторичного сырья (содержания нефтепродуктов и вязкости шлама) будет оказывать существенное влияние на эксплуатационные характеристики и эффективность разделения на установке. Это может привести к снижению ее производительности или к ухудшению качества отсепарированных продуктов.

Наряду с этим существенные трудности выявлены и при переработке шламов с длительными сроками хранения. Как показала практика, при их центрифугировании наблюдается повышенный износ внутренней полости трикантера и шнека вследствие попадания на них абразивных механических примесей.

Однако при использовании данного метода возможна забивка гранул коалесцирующего материала механическими примесями и заиленным грунтом. По указанной причине возникает необходимость периодической промывки аппарата с прекращением подачи нефтешлама и опорожнением его содержимого.

Этого удается избежать при использовании усовершенствованной установки, включающей устройство для забора нефтешлама из амбара, снабженное самоочищающимся фильтром, теплообменником и высокопроизводительным насосом, двух параллельно работающих аппаратов объемом свыше 30 м3 с перемешивающими устройствами, мерниками подачи воды и деэмульгатора, установленных на тензодатчиках, а также гидродинамический ускоритель диспергирования нефтяного шлама и коалесцирующий сепаратор для выделения из шлама нефтяной фракции, твердых механических включений и воды, отстойник и аппарат обезвоживания нефтепродукта до требований нефтеперерабатывающих предприятий.

Подобная компоновка технологической линии обусловлена неоднородностью слоев нефтяного шлама в амбарах по составу нефтепродуктов и содержанию механических примесей. Присутствующие в нем коллоидные образования стабилизированы природными поверхностно-активными веществами, и для разрушения созданного ими энергетического барьера и объединения частиц одной фазы необходимы интенсивное механическое воздействие, подогрев шлама, добавка воды для обращения фаз и ввод специально подобранного деэмульгатора.

С целью восстановления нарушенных земель, стимуляции процессов биодеструкции углеводородов нефти, повышения урожайности сельскохозяйственных и луговых культур хорошо зарекомендовали себя технологии ремедиации с использованием гуминовых соединений, выделяемых из различного природного сырья (торфа, бурых и окисленных каменных углей, биокомпоста, почв и др.). Эти вещества различного происхождения объединяют наличие ароматического ядра, карбоксильных (-СООН), карбонильных (-СОН), метоксильных (-ОСН3) групп, гидроксильных групп (-ОН) спиртового и фенольного характера, а также амидогрупп (-CONH2). Благодаря наличию ионообменных групп гуминовые препараты способны эффективно сорбировать углеводороды нефти и нефтепродукты, увеличивать активность почвенной микрофлоры, ускорять процессы деструкции углеводородов и их гумификации, т.е. преобразования в почвенный гумус. Водная фаза может быть закачана в скважину, либо использована для размыва придонного слоя нефтешлама.

Соблюдение данных условий гарантирует эффективное разрушение нефтесодержащего шлама и получение продукта, отвечающего требованиям нефтеперерабатывающих заводов.

Принцип предлагаемого технического решения поясняется следующим примером и приведенной технологической схемой (см. рис. 1).

Нефтяной шлам из амбара 1 с помощью заборного устройства 2, снабженного самоочищающимся фильтром 3, подают насосом 5-1 производительностью 15 м3/час через теплообменник 4 в один из параллельно установленных обогреваемых аппаратов 6, 7 объемом 30 м3 с работающей мешалкой, и в него из мерников (на схеме не показаны) заливают воду и кальцийсодержащий деэмульгатор – водная суспензия гипса концентрации 10 мас. % до достижения оптимального массового соотношения нефтешлам : вода : деэмульгатор, равного 14 : 3 : 0,05 и близкого к составу обращаемых фаз (нефть – вода↔вода – нефть). Оно устанавливается предварительно для каждого амбара и должно учитываться по мере переработки нефтесодержащих слоев. Температуру смеси в аппарате поднимают до 60–70 °С подачей пара давлением 3–4 атм. в рубашку и его содержимое перемешивают в течение часа. По истечении данного времени водонефтяную суспензию с помощью насоса 5-2 перекачивают в гидродинамический ускоритель диспергирования нефтяного шлама 8 и далее в сепаратор со слоем коалесцирующего материала 9 для выделения из шлама нефтяной и водоиловой фракций, твердых механических включений и воды. Полученную нефтепродуктовую фракцию направляют в отстойник 10 объемом не менее 500 м3 и далее на отгрузку, а при ее несоответствии требованиям нефтеперерабатывающих предприятий по содержанию влаги – на УОН 11 с помощью насоса 5-3. Установка содержит встроенный теплообменник, обогреваемый паром с давлением до 1 МПа. Вода с нижней зоны отстойника объединяется с водной фракцией с коалесцирующего сепаратора 9 и используется для размыва донного слоя нефтешлама в амбаре или закачивается в скважину для поддержания на высоком уровне внутрипластового давления. Одновременно с работой рассмотренной технологической линии происходит подготовка водонефтяной композиции во втором параллельном аппарате (6 или 7). Переключение потоков и регулирование перекачиваемых объемов осуществляется задвижками 12-1÷12-7.

В случае соблюдения всех требований остаточное содержание воды в нефтепродукте не превысит 1,0 мас. %, а солей 3 мг/л, и он пригоден в качестве полноценного сырьевого компонента для нефтеперерабатывающего завода.

На основании изложенного можно прийти к важному выводу, что эффективное разрушение водонефтяных эмульсий различных месторождений, а также нефтешламовых накоплений может быть достигнуто предварительной оценкой кинетической устойчивости систем, с последующим применением высокоэффективных деэмульгаторов в комбинации с магнитными, электрическими и ультразвуковыми физическими методами.

1. Бадикова А.Д., Изилянова Д.Л., Мухамадеев Р.У. Особенности разделения водонефтяных эмульсий с использованием химических реагентов // Universum: технические науки. 2019. № 12 (69). Химическая технология.

2. Жолобова Г.Н., Хисаева Е.М., Сулейманов В.Ф. Совершенствование процессов подготовки нефти // Нефтегазовое дело. 2010. № 1. С. 16–18.

3. Афанасьев С.В. Инновации и «зелёные» технологии в газохимии и нефтедобыче. Монография под ред. д.т.н. С.В. Афанасьева. – Самара: – Изд. СНЦ РАН. 2022. – 198 с.

4. Хуторянский Ф.М. Разработка и внедрение эффективных технологий подготовки нефти к переработке на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Химико-технологическая защита от коррозии конденсационно-холодильного оборудования АТ (АВТ) НПЗ– Уфа: изд-во ГУП ИНХП РБ, 2013. – 672 с.

5. Леонтьева А.И., Балабаева Н.Н., Брянкин К.В. и др. Формирование структуры водонефтяных эмульсий // Вестник ТГТУ. 2017. Т. 23. № 4. С. 635–640.

6. Хамидуллина Ф.Ф., Хамидуллин Р.Ф., Мингазов Р.Х. Разработка композиционного деэмульгатора для процесса подготовки продукции нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений // Вестник технологического университета. 2014. № 7. С. 258–262.

7. Смирнов Ю.С., Мелошенко Н.Т. Химическое деэмульгирование нефти как основа ее промысловой подготовки // Нефтяное хозяйство. 1989. № 8. С. 46–50.

8. Патент RU № 2491323. Деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий / Т.А. Федущак, В.А. Кувшинов, А.С. Акимов. Опубл. 2013. Бюл. № 24.

9. Малзрыкова Е.В. Разработка и внедрение высокоэффективного деэмульгатора на основе оксиэтилированных алкилфенолформальдегидных смол: дисс. канд. техн. наук. – М., 2013. – 155 с.

10. Семихина Л.П., Москвина Е.Н., Кольчевская И.В. Явление синергизма в смесях поверхностно-активных веществ // Вестник Тюменского государственного университета. 2012. № 5. С. 85–91.

11. Федотов А.С., Федотова Н.Ф. Влияние деэмульгаторов на обезвоживание водонефтяных эмульсий Южно-Субботинского и Коммунаровского месторождений // Вестник Оренбургского государственного университета. 2010. № 2. С. 154–157.

12. Хамидуллин Р.Ф., Хамидуллин Ф.Ф., Баязитова Г.Г. Исследование разрушения стойких высоковязких эмульсий // Нефтяная и газовая промышленность. 1990. № 3. С. 35–36.

13. Доссо Уэй, Хуторянский Ф.М., Ахмади Соруш, Ергина Е.В., Анжаев С.С. Эффективный композиционный деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий с аномально высоким содержанием мехпримесей // Нефтепереработка и нефтехимия. 2015. № 9. С. 3–7.

14. Ермеев А.М., Елпидинский А.А. О применении магнитного поля в процессах разрушения водонефтяных эмульсий // Вестник Казанского технологического университета. 2013. Т. 16. № 2. С.170–173.

15. Гимазова Г.К., Вахитова А.К., Ермеев А.М., Елпидинский А.А. Изучение влияния магнитного поля на обезвоживание нефтяных эмульсий // Вестник технологического университета. 2015. Т. 18. № 8. С. 107–109.

16. Патент RU № 2724726. Способ подготовки осложнённой нефтяной эмульсии и установка для её осуществления / А.В. Лебедев, Р.Р. Сафин. Опубл. 2020. Бюл. № 18.

17. Лаптев А.В. Наследие черного золота из прошлого // Нефть. Газ. Новации. Научно-технический журнал. 2018. № 8. С. 60–63.

18. Патент RU № 2739031. Способ переработки нефтешлама / С.В. Афанасьев, Д.А. Волков, Д.А. Мельникова. Опубл. 2021. Бюл. № 36.

19. Афанасьев С.В., Паис М.А., Носарев Н.С. Нефтешламы как вторичное сырьё // Neftegaz. ru. Деловой журнал. 2020. № 3,5 (99,5). С. 86–92.

20. Патент RU № 2739139. Способ переработки нефтешлама / С.В. Афанасьев, Д.А. Волков, Д.А. Мельникова. Опубл. 2021. Бюл. № 36.

Статья «Инновационные способы разделения водонефтяных эмульсий и переработки нефтешламов» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№5, Май 2023)

Для каких работ используется химия в нефтегазовой сфере

Какие химические процессы применяются для очистки сырой нефти и природного газа, в чем заключается роль химии при бурении нефтяных скважин и добыче нефти и газа, какие химические агенты используются для предотвращения коррозии и образования отложений в трубопроводах и оборудовании нефтегазовой промышленности — обо всем этом читайте в статье!

В чем заключается роль химии при бурении нефтяных скважин и добыче нефти и газа?

Химия играет важную роль в различных аспектах бурения нефтяных скважин и добычи нефти и газа. Вот несколько ключевых областей, в которых химические процессы и вещества сыграть важную роль:

Химия, вне всякого сомнения, является неотъемлемой частью бурения и добычи нефти и газа, помогая оптимизировать процессы и обеспечивать безопасность и эффективность в этой отрасли.

Какие химические процессы применяются для очистки сырой нефти и природного газа?

Очистка сырой нефти и природного газа является важным этапом в производстве нефтепродуктов и газа с целью устранения примесей, загрязнений и компонентов, которые могут быть вредными или нежелательными для конечного использования. Для этой цели применяются различные химические процессы. Ниже перечислены некоторые из них:

Эти и другие химические процессы могут применяться в разных комбинациях в зависимости от требований к конечным продуктам и составу сырой нефти и природного газа. Эти процессы помогают улучшить качество и безопасность продуктов, а также соблюсти нормативные требования и стандарты экологической безопасности.

Какие химические агенты используются для предотвращения коррозии и образования отложений в трубопроводах и оборудовании нефтегазовой промышленности?

Для предотвращения коррозии и образования отложений в трубопроводах и оборудовании нефтегазовой промышленности применяются различные химические агенты. Вот несколько примеров таких агентов:

Эти химические агенты разрабатываются и применяются с учетом конкретных условий и требований каждой нефтегазовой системы, чтобы обеспечить эффективную работу, предотвратить повреждения оборудования и обеспечить безопасность процесса транспортировки и добычи нефти и газа.