А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Водонефтяная емульсія

Водонефтяная емульсія була випробувана в 10 свердловинах. В одній групі свердловин до застосування емульсії гідророзрив не проводився, а в інший проводився по одному разу; в третій групі гідророзрив проводився по два рази. У дев'яти свердловинах з десяти були отримані позитивні результати.

Водонефтяние емульсії - термодинамічно нестійкі системи, постійно прагнуть до рівноважного стану з мінімумом поверхні розділу між фазами. Площа поверхні розділу мінімальна при розшаруванні фаз.

Водонефтяная емульсія або частково зневоднена нафту з сепараційних установок надходить в сепараційний блок, в якому відділяється попутний газ. Потім емульсія надходить в нагрівальний відсік, куди подається певна доза хімічного реагенту. Емульсія, розбита перфорованим розподільником на безліч дрібних потоків, проходить вертикальним противотоком через шар гарячої промивної води. При цьому глобули води з емульсії поглинаються промивної водою. Далі емульсія і виділилася вода надходять в відстійні відсік, де відбувається гравітаційний відстій води.

Водонефтяние емульсії здатні старіти, тобто їх стійкість з часом підвищується. У зв'язку з цим, процес зневоднення повинен бути максимально наближений до місця видобутку.

Водонефтяная емульсія з сепаратора по вертикальній трубі направляється вниз в відсік ///, а звідти, пройшовши розподільник-маточник /, вертикально вгору. У відсіку ///автоматично за допомогою поперечної перегородки, що розділяє відсіки ///і IV, підтримується рівень води вище жарових труб. Пройшовши через шар гарячої води, нафтова емульсія переливається через поперечну перегородку в відсік IV, де остаточно відділяється вода.

Принципова схема установок типу УПС-8000 і УПС-6300. Водонефтяная емульсія з відсіку А передавлюється в відсік Б під дією тиску газу.

Водонефтяная емульсія, яка змінила свій тип з зворотного на прямий в результаті змішування з гарячою водою з реагентом-деемульгатора і турбулентного перемішування в каплеобразователе, надходить в резервуар-відстійник 2 під шар води через розподільник. Піднімаючись через рідинний гідрофільний фільтр (шар води) краплі нафти звільняються від емульсійної води. Цей резервуар-відстійник також виконаний на основі типового вертикального резервуара і має сифонне пристрій, що забезпечує підтримку заданого шару нафти над шаром води. Стічна вода вводиться через променевої перфорований розподільник в шар нафти (рідинний гідрофобний фільтр) і опускаючись вниз, звільняється від крапельок нафти. Вловлена нафту V (ловушечний нафту) збирається в камері виводиться зверху резервуара-відстійника і направляється на установку підготовки нафти. На межі поділу нафта-вода може утворюватися шар неруйнівного емульсії IV, яка періодично виводиться і направляється також на установку підготовки нафти. Вода, що пройшла через шар нафти і звільнилася від основної частини крапельної нафти, піддається ще й відстою в шарі води. Всі ці операції забезпечують досить глибоке очищення пластової води від крапельної нафти, і очищена вода VI, пройшовши ємність 4 насосом 5 закачується в поглинають або нагнітальні свердловини.

Водонефтяная емульсія або частково зневоднена нафту від сепа-раціонних установок з попередніми скиданням пластової води направляється в сепараційний блок, в якому відбувається відділення попутного газу.

Водонефтяние емульсії є дуже стійкими системами, і як правило, під дією однієї лише сили тяжіння не розшаровуються. Для їх руйнування потрібні певні умови, що сприяють зіткнення ц злиття диспергованих в нафти крапельок води в більші і виділенню останніх із нафтової середовища. Як зближення крапельок води, попереднє їх злиття, так і виділення крапель з емульсії пов'язано з їх переміщенням в нафтовій середовищі що володіє певної в'язкістю і гальмує це переміщення. Чим сприятливіші умови для пересування крапельок, тим легше руйнуються емульсії. Тому розглянемо чинники, від яких залежить швидкість руху виваженої в нафти крапельки води.

Технологічна схема установок УПС-3000 /6М і УПС-6300 /6М 1 - сопло. 2 - нефтеразлівная полку. 3 - Каплевідбійники. 4 - регулятор тиску. 5 - штуцери виходу нафти. б - перфорований трубопровід. 7 - вхідний розподільник. S - каплеобразователь. 9 - регулятор рівня. А, Б - відсіки. Водонефтяная емульсія з відсіку А надходить у відсік Б через вхідний розподільник під дією перепаду тиску. Для інтенсифікації процесу відділення води з емульсії продукція свердловин попередньо змішується з гарячою водою, яка надходить з установок термохимической підготовки нафти і містить залишковий деемульгатор. Трубопро-вод-каплеобразователь між відсіками А і Б виготовляють у вигляді петлі певної довжини в залежності від необхідного часу контакту емульсії і гарячої дренажної води.

Принципова технологічна схема підготовки нафти на родовищах Франції. Водонефтяная емульсія підігрівається в цьому апараті до 60 С. Реагент за допомогою дозувального насоса подається перед деемульсатори. Вода і проміжний шар незруйнованої емульсії перед відкачуванням нафти з резервуара повертаються в деемульсатори.

Принципові технологічні схеми обесеоліванія нафти на зневоднюючих об'єктах з використанням в якості інтенсифікують елементів.

Водонефтяная емульсія (12 - 13 тис. Т /добу) обводненностью до 30% після кінцевий ступені сепарації попередньо руйнувалася за допомогою теплої дренажної води в комунікаційному трубопроводі що виконує роль каплеобразователя холодної ступені і надходила в технологічний резервуар об'ємом 5000 м3 звідки скидалася виділилася пластова вода при роботі в режимі транзиту.

Водонефтяная емульсія - фізико-хімічна суміш води і нафти, що утворюється в процесі підйому з свердловин і транспортування по збірним трубопроводах.

Водонефтяная емульсія в обсязі відстійника розділяється на воду, яка розташовується в нижній частині і нафту. Чіткої межі між нафтою і водою немає, оскільки обидві фази розділяє проміжний емульсійний шар. Цей шар існує в будь-якому відстійнику і виконує важливі технологічні функції. Через цей шар проходить вся відстоювати вода. він сприяє процесу коалесценції на кордоні розділу фаз, в самому шарі може відбуватися межкапельіая коалесценции, там же може фільтруватися мелкодісперсная складова емульсії, коли сира нафта проходить через проміжний шар. Проміжний шар може перебувати в стані динамічної рівноваги, коли його товщина не змінюється, зменшуватися або збільшуватися в розмірах. Стабілізація емульсії в проміжному шарі призводить до уповільнення коалесценции крапель, до зростання висоти шару і виносу його з апарату, що погіршує якість зневоднення нафти. Подібні явища часто спостерігаються при зневодненні високопарафіністих нафт при знижених температурах.

Водонефтяная емульсія (12 - 13 тис. Т /добу) обводненностью до 30% після кінцевий ступені сепарації попередньо руйнувалася за допомогою теплої дренажної води в комунікаційному трубопроводі що виконує роль каплеобразователя холодної ступені і надходила в технологічний резервуар об'ємом 5000 мЗ, звідки скидалася виділилася пластова вода при роботі в режимі транзиту. Звідси емульсія сировинним насосом (на прийом його подавався реагент) транспортувалася на установку по іншому технологічному трубопроводу, в якому емульсія додатково руйнувалася при турбулентному режимі руху під впливом регента. Потім вона прямувала в три пари теплообмінників (вода - нафта), де нагрівалася до 35 - 450 - C в літній і до 30 - 40 С в зимовий період роботи. З теплообмінників емульсія надходила у вбудований секційний трубчастий каплеобразователь.

Водонефтяная емульсія з сепаратора /по вертикальній трубі направляється вниз в нагрівальний відсік III, а звідси, пройшовши розподільник-маточник 1 рухається вертикально вгору.

Водонефтяние емульсії виявляють структурно-механічні та Тіксі-тропний властивості і відрізняються значним підвищенням в'язкості в порівнянні з в'язкістю нафти. У статичному стані вони утворюють структуру, статичне напруження зсуву якої досягає 100 дин /сма при 0 С і визначає високу пусковий тиск насосів.

Водонефтяная емульсія з сепараційних установок з попередніми скиданням пластової води надходить в сепараційний блок, в якому відділяється попутний газ. Нафтова емульсія з сепарационного блоку надходить в нагрівальний відсік. У потік сирої нафти перед входом в нагрівальний відсік безперервно вводиться дозоване кількість хімічного реагенту, розчин якого готується автоматично шляхом змішування реагенту з частиною дренажної води.

Водонефтяная емульсія послідовно нагрівається в просторі утвореному корпусом і жарової трубою нагрівача, по якій проходять продукти згоряння паливного газу. Для кращого теплос'ема потік нафтової емульсії закручується в міжтрубномупросторі по спіралі за допомогою спеціальної шнековой смуги. Димарі всіх чотирьох нагрівальних елементів приєднуються до загальної димової трубі.

Водонефтяная емульсія може бути також використана з метою ізоляції обводнення в видобувних і вирівнювання профілю прийомистості в нагнітальних свердловинах. Обсяг закачування її в цьому випадку необхідно збільшити до 5 - 10 м3 на 1 пог.

Водонефтяние емульсії здатні старіти, тобто їх стійкість з часом підвищується. У зв'язку з етім5 процес зневоднення повинен бути максимально наближений до місця видобутку.

Водонефтяние емульсії здатні старіти, тобто їх стійкість з часом підвищується. У зв'язку з цим, процес зневоднення повинен бути максимально наближений до місця видобутку. Було відзначено[118], Що після сепараторів першого ступеня може бути отримана нафту з вмістом води не більше ОД-05% травні. Однак в більшості випадків вміст води в нафти після зневоднення коливається від 1 до 2% травні.

Водонефтяная емульсія з сепарационного відсіку 3 в відстійні відсік 6 надходить через каплеобразователь 14 під тиском газу. Для поліпшення поділу фаз в каплеобразователь вводиться також поворотна вода з УПН, яка містить ПАР.

Водонефтяние емульсії - термодинамічно нестійкі системи, постійно прагнуть до рівноважного стану з мінімумом поверхні розділу між фазами. Площа поверхні розділу мінімальна при розшаруванні фаз.

Водонефтяние емульсії відносяться до неньютонівська рідина, в'язкість яких залежить від швидкості їх переміщення. Такий спосіб відноситься до механічних і бути здійснений шляхом установки до прийому насоса або в самому насосі спеціальних мішалок - турбулизаторов, по конструкції нагадують диспергатори.

Водонефтяная емульсія з сепаратора по вертикальній трубі направляється вниз в відсік ///, а звідти, пройшовши розподільник-маточник 1 вертикально вгору. У відсіку ///автоматично за допомогою поперечної перегородки, що розділяє відсіки ///і IV, підтримується рівень води вище жарових труб. Пройшовши через шар гарячої води, нафтова емульсія переливається через поперечну перегородку в відсік IV, де остаточно відділяється вода.

Водонефтяние емульсії, як і більшість реальних емульсій, не є монодисперсними, а полідисперсними системами.

Водонефтяная емульсія або частково зневоднена нафту з сепараційних установок надходить в сепараційний блок, в якому відділяється попутний газ. Потім емульсія надходить в нагрівальний відсік, куди подається певна доза хімічного реагенту. Емульсія, розбита перфорованим розподільником на безліч дрібних потоків, проходить вертикальним противотоком через шар гарячої промивної води. При цьому глобули води з емульсії поглинаються промивної водою. Далі емульсія і виділилася вода надходить в відстійні відсік, де відбувається гравітаційний відстій води. Зневоднена нафту переливається в нафтозбірні відсік і звідти спрямовується в резервуар товарної нафти.

Водонефтяние емульсії є дуже стійкими і в більшості випадків не розшаровуються під дією однієї лише сили тяжіння. Тому необхідно створювати умови, за яких можливе укрупнення, злиття глобул води при їх зіткненні і виділення з нафтової середовища. Чим сприятливіші умови для пересування крапель, тим легше руйнуються емульсії.

Водонефтяная емульсія I в установці з підготовки стічних вод закритого типу (рис. 2), яка надходить з промислу, змішується з гарячою водою пласта VII, виведеної з відстійників або підігрівачів-деемульсатори установки підготовки нафти і містить реагент-деемульгатор, проходить каплеобразователь 1 і надходить в резервуар-відстійник з рідинним гідрофільних фільтром 2 в якому здійснюється попередній скидання води.

Випробувана водонефтяная емульсія розділяється за допомогою реагенту-деемульгатора на нафту і воду. При цьому сульфід заліза зосереджується в нафтовій фазі або на межі фаз. Виділену воду дренируют, а нафтову фазу промивають водою до повного видалення з нафтової фази водорозчинних солей заліза. 
Гідрофільна водонефтяная емульсія відноситься до робочих рідин ГРП на водній основі так як її зовнішнім середовищем є вода. В'язкість керосино-водної емульсії, що складається з 20% води і80% гасу, становить 5000 мПа - с. Керосино-вод-ні емульсії стабільні протягом тривалого часу. Навіть розведення водою до більш низької в'язкості не приводить до руйнування емульсії.

Концентровані водонефтяние емульсії типу в /м виявляють при перебігу неньютонівські властивості і в загальному випадку являють собою нелінійно-в'язкопластичні тіла. Основні труднощі гідравлічних і гідродинамічних розрахунків течії неньютоновскіх рідин полягає в тому, що в даний час Серед дослідників немає єдиної думки з питання інваріантності реологічних параметрів неньютоновскіх систем. Тому нами було проведено порівняльні експерименти з дослідження кривих консистенції при перебігу концентрованих і висококонцентрованих водонафтових емульсій, отриманих на різних типах віскозиметрів, з метою перевірки інваріантності констант неньютонівської течії цих рідин.

Технологічна схема УКПН-2 на блоці 1 НГВУ Первомайнефть. Водонефтяние емульсії різних горизонтів змішуються як в стовбурі видобувних свердловин через негерметичність обсадної колони, так і в процесі транспорту продукції до місця підготовки.

Вплив на реакцію кислоти з породою високого тиску і температур. Водонефтяного емульсію в Куйбишевської області складають зазвичай з 60 - 80% води і20 - 40% сирої нафти.

Кінематика руху головки балансира (У і колони штанг. - 6. В'язкість водонафтових емульсій залежить від ряду факторів, основними з яких є співвідношення веди і нафти, їх фізико-хімічні характеристики, дисперсність фаз, температура і ін. Певна частина перерахованих факторів змінюється в міру просування емульсії до гирла свердловини.

Руйнування водонефтяной емульсії сприяє зниженню кількості диспергує води в нафти, прискоренню процесу коалесценції і седиментації газових бульбашок - все це в сукупності інтенсифікує процес виділення газу з емульсійних несртей при впливі на властивості ГЖС гарячої дні-Ражнів води.

Зневоднення водонафтових емульсій з свердловин, які експлуатують різні нафтові пласти (скв. . В'язкість водонефтяной емульсії змінюється в досить широкому діапазоні в залежності від вязкостних властивостей самої нафти, співвідношення нафти, води і температури. Стійкість водонафтових емульсій, що утворюються в процесі видобутку нафти, в значній мірі залежить від властивостей і складу супутньої нафти пластової води. Ступінь мінералізації пластової води, її кислотність впливають на глибину зневоднення і знесолення нафти, а також на ефективність дії деемулиаторов. Пластові води численних родовищ нашої країни різні як по концентрації, так і за складом розчинених в ній неорганічних солей. у межах змінюється вміст і співвідношення катіонів та аніонів, а також рН води.

Юймп дня юбоюденм м емульсією в електричному полі. Руйнування водонефтяной емульсії в електричному полі є дуже складний процес, ефективність якого сильно залежить від властивостей емульсії, характеру і величини поля і ряду технологічних умов його застосування. У зв'язку з цим представляють інтерес зафіксовані на кіноплівці результати спостережень під мікроскопом за поведінкою емульсій в електричному полі. Зрозуміло, ці результати не можуть бути безпосередньо перенесені на реальний процес, фактично відбувається при руйнуванні емульсії в електроді-гідратор, оскільки вони отримані при обробці емульсії полем в тонкому нафтовому шарі без підігріву і подачі деемульгатора.

Деемульгатори водонафтових емульсій відносяться до класу ПАР, що володіють миючими властивостями.

Поділ водонафтових емульсій в центрифугах - виключно ефективний метод, який ще не знайшов практичного застосування і знаходиться в стадії експерименту.

Структура водонефтяной емульсії схематично показана на рис. 7.2. Краплі (глобули) диспергує води мають діаметр (dK) від 0 1 до 1000 мкм, і кожна з них оточена адсорбированной на поверхні глобул сольватной оболонкою - концентратом високомолекулярних полярних речовин нафти, які називаються тому емульгаторами. Наявність цього сольватного шару завтовшки 5 створює як би захисну шкаралупу навколо кожної глобули води, що перешкоджає злиттю (коалес-ценціі) глобул навіть при мимовільному зіткненні.

Гідроперекачка у вигляді емульсії а - типу нафту у воді. б - типу вода в нафті. Транспортування водонафтових емульсій по трубопроводах з проміжними насосними станціями також небажано, оскільки в насосах відбувається розпорошення фаз і такі емульсії потім важко зруйнувати.

Видобуток водонафтових емульсій як штанговими, так і насосами інших типів, характеризується низькими коефіцієнтами подачі.

Більшість водонафтових емульсій має надзвичайно високу агрегативной стійкістю, тобто час їх існування може тривати роками. Тому величину її доцільно оцінювати після певного механічного впливу на неї.

Поведінка водонафтових емульсій та їх сумішей з нафтовим газом в процесах видобутку, підготовки та внутрішньопромислового транспорту характеризується тим, що в потоці газорідинної суміші одночасно відбувається коалесценції частинок дисперсної фази і їх дроблення.

У водонефтяной емульсії, наприклад, зворотного типу під дією гравітаційних сил крапельна вода осідає, досягає перешкоди, об'ємна частка води в нафти у перешкоди (дно) зростає до виникнення умов інверсії фаз і виникає дисперсійнаСереда - вода.

Стабілізація водонафтових емульсій визначається закономірностями адсорбції на поверхні крапель різних емульгуючих речовин. Спочатку цей процес йде швидко, а потім, у міру заповнення вільної поверхні крапель, поступово згасає і швидкість його прагне до нуля. У цей період склад і структура бронюють оболонок стабілізуються. Час, необхідний для такої стабілізації, називається часом старіння емульсії. Час старіння емульсії залежить від багатьох факторів і для більшості нафт СРСР змінюється від двох-трьох до десятків годин. Під час старіння підвищується і стійкість емульсій до розшарування.