Что такое подтоварная вода в нефтяной промышленности
Что такое подтоварная вода в нефтяной промышленности
Подтоварная это вода, загрязненная нефтепродуктами, образовавшаяся в результате отстаивания в резервуарах. Как правило, это бывает на объектах, которые связаны с нефтедобычей или другими нефтяными промыслами: на перерабатывающих заводах, нефтебазах, месторождениях, установках подготовки нефти и прочее. Очистка подтоварной воды возможна при многоступенчатой фильтрации.
Количество нефти в такого рода водах в районе 5-6%. Она относится к производственным сточным водам. Разумеется, она является источником загрязнения окружающей среды. Такую воду нельзя сливать на грунт или в канализацию без очистки. Так как в составе ее большое количество опасных и токсичных веществ, кроме того она может быть взрывоопасна и пожароопасна.
Эти воды могут применяться, но сначала их необходимо очистить. Очистка подтоварной воды от нефтепродуктов — это важно мероприятие. Для того, чтобы определить какой способ применить, необходимо понять, чем они загрязнены и до какой степени их необходимо очистить. Технологи компании Альбатрос подбирают очистные сооружения непосредственно под эти требования. В этой установке может быть множество этапов, которые обеспечат нужную степень очистки подтоварных вод.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ОЧИСТКИ ПОДТОВАРНОЙ ВОДЫ
От существующих насосов подтоварная вода подается на блок очистки, проходя следующие стадии:
Достоинства этого материала:
4.После фильтров очищенная вода может быть использована для поддержания пластового давления.
5.Часть идет в РПВ и используется совместно с компрессором для промывки фильтров.
6.Промывная вода с фильтров, фугат с обезвоживания, с нефтеотделителя, собираясь в накопителе, перекачивается в «Голову» очистных сооружений для повторной очистки.
Такая схема очистки позволяет разместить оборудование в мобильных зданиях (блок-контейнерах), что минимизирует затраты на монтажные работы.
Работа очистных сооружений зависит от работы основного насосного оборудования перекачки подтоварной воды. Поэтому энергопотребление установки очистки очень низкое. (Электроэнергия тратится только на промывной насос в процессе промывки фильтров, освещение, обогрев мобильных помещений и реагентное хозяйство).
Увеличение производительности поэтапно реализуется путем параллельной линии двух единиц идентичного оборудования к уже имеющемуся. При этом производительность будет расти в арифметической прогрессии.
При устройстве гребенки распределения подаваемой воды, остановка станции при увеличении производительности не требуется.
Поскольку подтоварная вода агрессивна по отношению к металлам и имеет достаточно высокую температуру, все оборудование и трубопроводы должны быть изготовлены из нержавеющей стали или футерованное. Черная сталь и пластмассы не допускаются.
Основное технологическое оборудование располагается в двух морских блок-контейнерах 20-ти и 40-футовых, поскольку вес оборудования в рабочем состоянии значителен. Вспомогательное оборудование по обработке нефтепродуктов, шлама, промывных вод располагается в 20-футовом морском контейнере.
Водоподготовка и водоочистка
Очистка пластовых и подтоварных вод, которые образуются параллельно с первичной нефтепереработкой, является сопутствующим процессом, но который также требует особого внимания. Этому и посвящена данная статья.
Процесс первичной очистки сырой нефти сопровождается получением подтоварной воды, которая может быть использована в технологических нуждах на предприятиях. К тому же, при добыче нефтепродуктов освобождается большой объем пластовой воды, которая тоже, в свою очередь, применяется на производствах. Но эта жидкость всегда имеет в своем составе соли, механические примеси, частицы газа, нефти и другие элементы, которые необходимо удалить.
Способы очистки пластовых и подтоварных вод
Фильтрование является одним из наиболее распространенных способов, который не требует дополнительных реагентов, но при этом имеет высокую производительность и отличается высокой степенью очистки, так как основано на применении гидрофобного фильтра, позволяющего задерживать большое количество взвешенных частиц и примесей.
Метод коалесценции основан на применении коалесцирующих насадок, которые являются «расходным» материалом, так как происходит их постепенное заполнение каплями нефти, газа и механическими частицами.
Процесс дегазации воды позволяет освобождать газовые частицы и использовать полученный газ в производственных нуждах дальше.
Оборудование для очистки пластовых и подтоварных вод
Для целей очистки на нефтеперерабатывающих заводах применяются:
Так, отстойники и аппараты позволяют эффективно очищать пластовую воду с содержанием:
В зависимости от типа оборудования и объема емкости (до 200 м 3 ) производительность отстойников разного вида составляет от 500 до 15000 м 3 /ч.
Устройство отстойников и аппаратов для очистки воды от нефтепродуктов
Отстойники представляют собой горизонтальные емкости, которые внутри разделены на негерметичные отсеки, имеют гидрофобные фильтры или коалесцирующие фильтр-насадки, задерживающие содержащиеся в воде механические примеси, взвешенные нефть или газ.
Например, внутри гидрофобных отстойников имеется один или несколько гидрофобных слоев водонефтяной эмульсии, задерживающие нефтяные капельки, которые затем выводятся из корпуса. Количество отсеков зависит от объема оборудования, требований к производительности и степени очистки воды.
В отстойниках с жидкостным фильтром также присутствует гидрофобный слой нефти, на котором оседают нефть и механические примеси. Дополнительно действующая внутри гравитационная сила увеличивает степень очистки пластовой или сточной воды.
В аппаратах очистки воды, в том числе глубокой, устанавливаются коалесцирующие насадки, на которых оседают те вещества, которые необходимо удалить из воды: нефть, газ, взвешенные частицы грязи. Эти фильтр-насадки постепенно загрязняются и требуют замены.
Флотаторы-дегазаторы характеризуются наличием дестабилизатора фазового состояния, который выполняет функцию очистки от эмульгированной нефти и частиц газа за счет понижения давления в основном отсеке.
Использование всего ассортимента оборудования для очистки воды позволяет получать на выходе очищенную воду со следующим показателями:
(*полный ассортимент оборудования для очистки пластовых вод Вы можете посмотреть в соответствующем разделе Каталога продукции)
Чистота заводнения
Высокая доля старого, осложненного фонда — общая черта практически всех российских нефтяных компаний, и «Газпром нефть» не исключение. С этим связана масса проблем, в числе которых ухудшение качества воды, использующейся в системах поддержания пластового давления. Ее решением успешно занимается Центр компетенций, созданный на базе «Газпромнефть-Муравленко»
Добыча чистой нефти — процесс, возможный лишь на ранних стадиях разработки месторождения. Как только естественное давление, под действием которого нефть выходит из скважины на поверхность, падает, снижение энергии пласта компенсируют искусственно, с помощью закачки какого-либо рабочего агента. Один из самых распространенных агентов — обычная вода, которую нагнетают в пласт под давлением до В результате вместо легко разделяемых углеводородных фракций из пласта извлекается газожидкостная смесь, состоящая из попутного нефтяного газа и жидкости, включающей в себя нефть и воду. Часть нефти и воды находится в свободном состоянии, часть — в виде их смеси — водонефтяной эмульсии.
Система поддержания пластового давления работает по замкнутому циклу: после извлечения подтоварная вода вновь закачивается в пласт. Такой подход позволяет не только сократить расход рабочего агента, но и значительно снизить нагрузку на окружающую среду. Однако повторное использование подтоварной воды требует серьезных усилий для ее очистки.
«Газпромнефть-Муравленко»
Один из основных добывающих активов «Газпром нефти», второй по объему добычи среди всех добывающих подразделений компании. Эксплуатируемая площадь более 4 тыс. кв. км. Эксплуатационный фонд превышает 4 тыс. скважин, 2,8 тыс. из них — добывающие. Предприятие осваивает 15 месторождений. Ежемесячно «Газпромнефть-Муравленко» добывает порядка 670 тыс. тонн нефти, 400 млн кубометров природного газа, извлекает из нефти около 150 млн кубометров попутного нефтяного газа.
Дело в том, что наличие в подтоварной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов, то есть их возможности принимать рабочий агент. Согласно отраслевому стандарту, устанавливающему основные требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов с учетом проницаемости и относительной трещиноватости коллекторов, содержание нефтепродуктов в подтоварной воде не должно превышать 50 мг на литр.
Определен госстандартом и максимально допустимый уровень содержания воды в товарной нефти. И если на новых месторождениях добиться оговоренных ГОСТом 0,5% воды в нефти несложно, то чем старше месторождение, тем больше усилий требует от нефтяников процесс подготовки нефти.
Несмешиваемые смеси
На дожимных насосных станциях с установками предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ), куда первоначально поступает газожидкостная смесь из пласта, с помощью сепараторов гравитационным методом отделяют попутный нефтяной газ, который отправляется на газоперерабатывающий завод.
Оставшаяся жидкость, состоящая из нефти, воды и эмульсии, отправляется на дальнейшую подготовку. Она проводится либо в отстойниках, либо в резервуарах, либо в комбинированных аппаратах, где действует основной процесс — гравитационный отстой, основанный на том, что нефть легче воды и после определенного времени всплывает.
Cистема сбора, подготовки и сдачи нефти
Самый сложный этап подготовки нефти — очистка водонефтяной эмульсии, смеси из воды и нефти, которые в обычной среде не смешиваются. Находящиеся в эмульсии механические примеси, смолы и асфальтены образуют вещества, которые связывают нефть и воду. Грубо говоря, капельку воды обволакивает своеобразная «броня» из мехпримесей, которая не позволяет ей сливаться и оседать вниз. Это эмульсия типа «вода в нефти». Чтобы разбить «броню», применяются такие методы, как подача реагентов-деэмульгаторов, тепловая обработка.
Переход на эксплуатацию месторождений на поздней стадии разработки сопровождается дополнительными мероприятиями, в том числе предполагающими воздействие на пласт химическими, термическими и другими реагентами. В этом случае создаются условия для возникновения эмульсии другого типа — «нефть в воде», когда «броня» из масел образовывается вокруг капель нефти и тоже не позволяет им слиться. Эмульсия «нефть в воде» достаточно устойчива, и довести подтоварную воду до соответствия требованиям стандарта качества очень трудно.
В «Газпромнефть-Муравленко» с этой проблемой столкнулись еще в годах и запустили процесс активного поиска вариантов ее решения.
Ингибиторы и китовый ус
Как рассказали в управлении подготовки и сдачи нефти «Газпромнефть-Муравленко», поиск эффективных путей решения проблемы начался с определения основных причин, вызывающих рост содержания нефтепродуктов в подтоварной воде. Одна из них — текущее состояние инфраструктуры, в частности превышение фактической добычи жидкости над проектной мощностью технологических объектов. Вторая причина — использование третичных методов повышения нефтеотдачи, когда при эксплуатации месторождений начинают применяться кислотные обработки призабойных скважин, так называемые сшиватели на основе гелеобразующих агентов, ингибиторы коррозии, солеотложения и деэмульгаторы, смесь которых провоцирует возникновение эмульсии типа «нефть в воде». Учитывая необходимость работы сразу в нескольких направлениях, комплексного решения задачи, в «Газпромнефть-Муравленко» был создан специальный Центр компетенций по подготовке подтоварной воды в сложных условиях.
Очевидное решение первой проблемы — реинжиниринг объектов подготовки нефти. Первым проектом, реализованным в этом направлении, стала реконструкция установки предварительного сброса воды на ДНС‑2 Еты-Пуровского месторождения, проведенная совместно со специалистами научно-технического центра НТК «Модульнефтегаз комплект». Чтобы изменить турбулентный режим работы установки, который не позволял отстаиваться нефти, на ламинарный, более спокойный, использовались коалесцирующие* устройства. Капли нефти и воды, стекающие по продольным к направлению потока пластинам, соединяются, после чего нефть поднимается вверх, а вода опускается вниз. Еще одно новшество — входные устройства, действующие по методу китового уса, которые разглаживают и выравнивают потоки.
Только за счет реализации этого проекта уровень содержания нефтепродуктов в подтоварной воде удалось снизить в два раза, а в дальнейшем за счет последовательной реконструкции добиться результата в на литр.
В рамках решения проблемы комплексной химизации, вызывающей условия для образования эмульсии «нефть в воде», на объектах ДНС Суторминского месторождения были проведены опытно-промышленные испытания новой марки ингибитора коррозий «Кормастер», который не являлся инициатором образования «брони» вокруг капель нефти. Применение «Кормастера » позволило снизить показатели содержания нефтепродуктов в подтоварной воде на 50% и достичь нормативных показателей.
Были испытаны и принципиально новые реагенты, оказывающее непосредственное влияние на эмульсию типа «нефть в воде». Использование одного из них — реагента компании Nalco — должно снизить показатель содержания нефтепродуктов в подтоварной воде на ДНС‑11 Суторминского месторождения до на литр. По большому счету это деэмульгатор, но работающий именно с эмульсией типа «нефть в воде», смывающий «броню», которая образуется вокруг капель нефти.
Отраслевой масштаб
Решения, разработанные в рамках Центра компетенций, доказали свою эффективность, однако на этом решено было не останавливаться и поставить процесс на рельсы системного научного подхода. В 2013 году научным обоснованием работы муравленковских нефтяников занялись специалисты РГУ им. Губкина. Сотрудничество с ведущим российским отраслевым вузом рассчитано на годы и проходит в несколько этапов.
Сначала ученые оценили ситуацию, отобрали пробы водонефтяной эмульсии на объектах «Газпромнефть-Муравленко» — по сути, провели масштабные изыскательные работы на месте, а на втором этапе исследования переместились в лаборатории университета. Здесь на основе результатов изысканий на месторождениях подбирались наиболее эффективные методы решения проблем и необходимое для этого оборудование. Для достижения максимальной эффективности экономическая оценка техники основывалась не на теоретических обобщенных выкладках, а исходя из профилей добычи и экономических показателей «Газпромнефть-Муравленко».
Впрочем, очевидно, что разработка новых методов подготовки подтоварной воды в сложных промысловых условиях — это не проблематика отдельного предприятия и даже одной компании. Что подтвердила первая конференция «Сбор и подготовка нефти и газа — 2014» в Москве. Наработки действующего на базе «Газпромнефть-Муравленко» Центра компетенций уже заинтересовали представителей практически всех ведущих российских нефтяных компаний.
* Коалесценция — слияние частиц (например, капель или пузырей) внутри подвижной среды (жидкости, газа) или на поверхности тела
Нефтепромысловые воды. Состав, физико-химические
Свойства
Под нефтепромысловыми водами обычно понимают следующие виды вод: пластовые, присутствующие в нефтяной залежи изначально; попутно-добываемые, представляющие собой смесь пластовой и закачиваемой в системе ППД вод; сточные подтоварные воды – воды, отделяемые от продукции скважин в процессе ее подготовки; закачиваемые в системе ППД воды.
Состав нефтепромысловых вод, чрезвычайно разнообразен. Это определено их видом и происхождением. Даже в пределах одного месторождения состав попутно-добываемой воды может варьировать в широких пределах от скважины к скважине, в зависимости от расположения ее относительно фронта вытеснения, неоднородности коллектора, степени взаимодействия породы с закачиваемой водой. Состав пластовых вод, в свою очередь, зависит от геологического возраста, стратиграфии и химического состава пород эксплуатируемого горизонта, физико-химических свойств нефти и газа, пластовой температуры, давления и т.д.
Не смотря на разнообразие нефтепромысловых вод, все они содержат в своем составе растворенные соли. Общее содержание растворенных солей в воде характеризуется минерализацией (S, г/л; кг/м 3 ; мг/л).
По величине минерализации нефтепромысловые воды делятся на четыре группы:
Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывают температура, а для вод гидрокарбонатного типа и парциальное давление СО2.
Изменение термобарической обстановки даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей, на процесс формирования пересыщенных растворов относительно какого-либо компонента и его осаждения.
По типу растворённых в воде солей пластовые воды классифицируются на хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные). Тип пластовой воды определяется анионом.
Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты и обусловлен преобладающим карбонат (CO3 –2 ), или бикарбонат – (HCO3 – ) анионом.
В случае преобладания аниона хлора (Cl – ) вода относится к хлоридному типу (хлоркальциевые и хлориднонатриевые воды).
Тип воды влияет на величину вязкости. Наибольшую вязкость имеют воды хлоркальциевого типа. Вязкость их приблизительно в 1,5–2 раза больше вязкости чистой воды. С возрастанием минерализации пластовых вод вязкость их возрастает. Влияние давления на величину вязкости пластовых вод проявляется двояко.
В области низких температур (0–32 о С) с возрастанием давления вязкость уменьшается, а в области температур выше 32 о С – возрастает.
Кислотность воды определяется концентрацией ионов водорода и выражается показателем концентрации водородных ионов (рН), который равен отрицательному логарифму концентрации.
В зависимости от величины рН воды подразделяются на:
¾ кислые (pН 2 поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля (R/L) в 1 В на 1 см длины. Удельная электропроводность обратно пропорционально связана с удельным сопротивлением раствора (ρ):
где R – сопротивление раствора электролита, Ом; L – расстояние между электродами, м (см); S – поперечное сечение сосуда, в котором находится раствор электролита, м 2 (см 2 ).
С увеличением минерализации пластовой воды удельная электропроводность её растёт. Удельная электропроводность ((Ом·м) –1 ) изменяется в диапазонах для:
¾ дистиллированной воды – 10 –3 –10 –4 ;
¾ речной воды – 10 –1 –10 –2 ;
¾ пластовой воды – 10 –1 –1;
¾ воды с содержанием 5 % NaCl – 6,6;
¾ воды с содержанием 20 % NaCl – 20;
¾ нефтей – 0,5·10 –7 – 0,5·10 –6 ;
Газонефтяные смеси (пены)
Пены представляют собой высококонцентрированную газожидкостную дисперсную систему, состоящую из ячеек газа, разделенных тонкими достаточно устойчивыми и механически прочными пленками жидкости. Эти пленки создают жесткий каркас, который придает пенам определенные структурно-механические свойства.
Пены делятся на поверхностные и внутренние.
Поверхностная пена появляется в результате изменения давления или температуры, что позволяет осуществить частичный переход жидкой фазы в газ в объеме жидкости. Появляющиеся пузырьки быстро поднимаются к поверхности. При нормальных условиях они прорываются через поверхность и уходят из системы в виде отдельной газовой фазы.
Внутренняя пена это более сложный тип структуры, существующей в условиях низкой плотности и большой вязкости. При этом условии обеспечивается высвобождение газа из массы жидкости и образуются пузыри, которые стремятся к поверхности, но из-за влияния сил внутреннего трения, а так же низкой плотности жидкости не достигают ее, а рассеиваются в объеме жидкости.
Дисперсность пены – это степень дробления пузырьков газа в объеме жидкости. Чем мельче размер пузырьков и больше их количество тем выше дисперсность пены. Пены характеризуются высокой полидисперсностью. Это значит, что размеры пузырьков не обязательно одинаковы, а варьируют в широких пределах.
Кратность пены – это соотношение объема пены и объема жидкости, находящейся между пузырьками газа. Кратность определяет форму пузырьков и плотность их упаковки. При кратности 10–20 пузырьки имеют сферическую форму. При более высоких значениях кратности пузырьки имеют форму многогранников и образуют ячеистую “сотовую” структуру, каркас которой образуют пленки жидкости.
Прочность пены и время ее существования зависят от структуры и состава пленок дисперсионной среды. Устойчивость пены оценивается временем жизни пузырьков, которая, в свою очередь, зависит от прочности пленки жидкости. Устойчивость пены (t) определяется как отношение высоты столба пены (h) к средней линейной скорости самопроизвольного ее разрушения (v)
1.26
Этот параметр зависит от величины поверхностного натяжения и содержания в нефти поверхностно-активных веществ, способных адсорбироваться на границе раздела фаз и образовывать прочные “бронирующие” оболочки на поверхности газовых пузырьков. Нефть может содержать большое количество природных ПАВ – смол, асфальтенов, парафинов и образовывать устойчивые пены при выделении газа.
Водонефтяные эмульсии
При подъеме обводненной нефти от забоя скважины до ее устья и дальнейшем движении по промысловым коммуникациям происходит непрерывное перемешивание нефти с водой, сопровождаемое образованием стойких эмульсий. В свою очередь перемешивание – является следствием турбулизации потока за счет энергии выделяющихся газовых пузырьков.
Образование и стойкость водонефтяных эмульсий в основном определяется скоростью движения водонефтяной смеси, относительной величиной содержания фаз, физико-химическими свойствами этих фаз, температурным режимом.
Термодинамически неустойчивые, эмульсии классифицируют по полярности дисперсной фазы и дисперсионной среды, а также по концентрации дисперсной фазы в системе:
Согласно первому признаку, различают эмульсии:
¾ эмульсии полярной жидкости в неполярной среде эмульсии второго рода, или обратные (В/М) (рис. 1.7 б).
¾ множественные эмульсии (как прямого так и обратного типа). Данная группа эмульсий обычно формируется в процессе деэмульсации нефти и очистки нефтепромысловых сточных вод на границе раздела фаз нефть-вода (промежуточные слои).
Рис. 1.7. Нефтяные эмульсии: а) – первого рода, прямые, М/В;
б) второго рода, обратные, В/М. 1 – дисперсионная среда (сплошная, внешняя); 2 – дисперсаня фаза (разобщенная, внутренняя).
В эмульсиях М/В внешней фазой является вода, и поэтому они смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокой электропроводностью, в то время как эмульсии В/М смешиваются только с углеводородной жидкостью и не обладают заметной электропроводностью. Установлено, что тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов нефти и воды: дисперсионной средой обычно стремится стать та жидкость, объем которой больше.
Согласно второму признаку нефтяные эмульсии классифицируют по концентрации дисперсной фазы в дисперсионной среде, в связи с чем они подразделяются на три типа: разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные
К разбавленным относят эмульсии, содержащие до 0,2 % объемных дисперсной фазы; к концентрированным – с содержанием дисперсной фазы до 74 % объемных; к высококонцентрированным – с содержанием дисперсной фазы более 74 % объемных.
Особенности концентрированных эмульсий: 1) капли имеют относительно большие размеры и могут седиментировать; 2) могут быть как устойчивыми, так и неустойчивыми.
Особенности высококонцентрированных эмульсий: 1) капли дисперсной фазы практически не способны к седиментации; 2) вследствие большой концентрации могут быть деформированы.
Размеры капель дисперсной фазы в эмульсиях могут быть самыми разнообразными и колебаться в пределах от 0,1 до 100 и более мкм.
Нефтяные эмульсии характеризуются следующими основными физико-химическими свойствами: дисперсностью, стойкостью, вязкостью, плотностью и электрическими свойствами.
Дисперсность является важной характеристикой эмульсий, определяющей их свойства. Дисперсность эмульсий характеризуется тремя величинами: диаметром капель d, обратной величиной диаметра капель D=1/d, называемой обычно дисперсностью, удельной межфазной поверхностью, т.е. отношением суммарной поверхности глобул дисперсной фазы к общему их объему. Чем больше удельная поверхность, чем более стойкой является эмульсия.
Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы самых разных размеров.
Решающими параметрами, определяющими степень дисперсности эмульсии при совместном движении воды и нефти, являются скорость потока, величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштаб пульсации.
Стойкость (устойчивость) является самым важным показателем для нефтяных эмульсий. Под устойчивостью понимают способность эмульсии в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду. Стойкость эмульсии определяется в основном размерами капель, прочностью бронирующих оболочек, возникающих на поверхности капель в результате адсорбции ПАВ нефти (асфальто-смолистые вещества и тугоплавкие парафины) и флотации механических примесей.
На устойчивость нефтяных эмульсий большое влияние оказыоказывают: 1) дисперсность системы; 2) физико-химические свойства эмульгаторов; 3) наличие на глобулах дисперсной фазы двойного электрического заряда; 4) температура смешивающихся жидкостей; 5) кислотность водной фазы.
Адсорбция диспергированных, особенно твердых, эмульгаторов на водонефтяной поверхности и утолщение их слоя на межфазной поверхности всегда протекает во времени, поэтому эмульсия со временем становится более устойчивой, т.е. происходит ее старение. В начальный период старение происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. вследствие этого свежие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее.
Различают агрегативную и кинетическую устойчивость. Первая характеризует способность глобул к укрупнению, а вторая расслоение эмульсии на нефть и воду.
Мерой общей устойчивости эмульсииможет служить изменение ее плотности за определенный промежуток времени в определенном слое или количество выделившейся воды при отстое.
Эмульсии, как грубодисперсные системы, не подчиняются закону вязкого трения Ньютона. Вязкость эмульсии изменяется в зависимости от градиента скорости.
Обращение фаз» нефтяных эмульсий имеет исключительно большое практическое значение. Эмульсия типа М/В, имеющая внешней фазой воду, транспортируется при меньших энергетических затратах, чем эмульсия типа В/М. имеющая внешней фазой нефть. Поэтому при транспортировании эмульсий всегда нужно стремиться к тому, чтобы внешней фазой являлась вода, а не нефть (при условии, конечно, что трубопроводы защищены от коррозии).
Критическое значение коэффициента обводненности для нефтей разных месторождений может колебаться в пределах 0,5-0,9, но в большинстве случаев оно равно 0,71. Такое разнообразие значений W, объясняется различием физико-химических свойств нефти и воды.
2. СБОР И ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА НЕФТИ ГАЗА И ВОДЫ
Промысловая подготовка нефти и газа предполагает доведение продукции добывающих скважин до унифицированных товарных кондиций в соответствии с техническими требованиями ГОСТ Р51858–2002 на нефть и ОСТ 51.40–93 на газ.
Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.
Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.