В-Спутнигі 3 страница

Дисперсті орта мен дисперсті фазаның сипаты бойынша эмульсияларды екі түрге бөледі:

І - тура түрдегі (судағы мұнай), оларды (С/М) деп белгілейді.

ІІ - кері түрдегі (мұнайдағы су), оларды (М/С) деп белгілейді.

С/М - эмульсиясында сыртқы фаза ролін су атқарады, сондықтан олар кез-келген арақатынастағы сумен жақсы араласады және жоғарғы электрөткізгіштікке ие болады, ал М/С эмульсиясы тек қана көмірсутекті сұйықтармен араласады және электрөткізгіштік қасиеті болмайды.

Түзілетін эмульсия түрі мұнай мен су көлемдерінің арақатынасына байланысты және қай сұйықтың көлемі көп болса, сол сыртқы орта болып табылады.

Бірақта, эмульгаторлардың (яғни асфальтендер, нафтендер, шайырлар, парафиндер, тұздар және механикалық қоспалар) қатыстырылуымен мұнай мен судың араласуы кезінде түзілетін эмульсия түрлері өзгереді. Өйткені, гидрофобтық қасиеттері бар эмульгаторлар (яғни суда ерімейтін, ал мұнайда еритін) М/С - (мұнайдағы су) түріндегі эмульсияны түзсе, ал гидрофильді қасиетке ие эмульгаторлар (суда еритін) С/М (судағы мұнай) түріндегі эмульсияны түзеді.

Кәсіпшілік жағдайында, эмульсиядағы судың мөлшерін әдетте олардың түсі бойынша шамалайды:

құрамында 10%-ке дейін суы бар эмульсияның түсі мұнайдан ерекшеленбейді;

15-тен-20% дейін суы бар эмульсияның түсі қоңырдан сарыға дейін өзгереді;

25%-астам су болса - сары түске ие болады.

Эмульсиялардың электрлік қасиеті.Мұнай мен су таза күйінде - электр тогын өткізбейді (диэлектрлі болады). Бірақта, судағы еріген тұздардың немесе қышқылдардың елеусіз құрамының өзі, оның электрөткізгіштігін бірнеше есеге арттырады. Сондықтан мұнай эмульсиясының электрөткізгіштігі: су мөлшеріне, дисперстік дәрежесіне, қышқылдар мен тұздардың мөлшеріне негізделеді. Күштік өріс бойында орналасқан мұнай эмульсиясындағы су тамшылары күш сызығының бойында орналасып, осының әсерінен электрөткізгіштіктің тез ұлғаюына әкелетіні эксперименталды дәлелденген. Эмульсияның осы қасиеті оны бұзу үшін электр өрісін қолдануға негізгі себеп болады.

Мұнай эмульсияларының коагуляциясы, коалесценциясы және инверсиясы.

Инверсия – бұл фазалардың, яғни эмульсиялардың бір түрден екінші түрге өтуі.

Коагуляция– дисперсті бөлшектерді молекулярлық күштер арқылы жабыстырып, біріктіріп үлкейту, ірілендіру.

Коалесценция - су немесе мұнай тамшыларының бір бүтін болып қосылуы, яғни бөлшектердің коагуляциясы ең терең түрде жүретін кезеңі, бұл кезде беттердің жанасуы толығымен жойылады.

17. Эмульгатор және деэмульгатор дегеніміз не? Деэмульгаторлардың негізгі түрлерін атаңыз.

Мұнай құрамына кіретін, оттекті құрамды компоненттерге - нафтенді және майлы қышқылдар, фенолдар және т.б. жатады. Нафтенді қышқылдың құрамы бірнеше пайызға дейін жетуі мүмкін. Нафтенді қышқылдар тез жағымсыз иіс шығаратын аз ұшатын сұйықтар болып келеді, олар суда ерімейді, бірақта мұнай өнімдерінде жеңіл ериді. Сілтілі металдары бар қабат суларымен әрекеттескен кезде түзілетін нафтенді қышқыл тұздары - эмульгаторлар болып табылады. Газлифтілі ұңғыларда эмульсиялардың түзілу жағдайы фонтанды ұңғылардыкіне ұқсас, бірақ та эрлифтіні (ауаны) қолданған кезде неғұрлым тұрақты (яғни, берік) эмульсиялар түзіледі, бұл эмульгатор болып табылатын нафтенді қышқылдың тотықтануымен түсіндіріледі (нафтенді қышқылдар ауа оттегісімен тотығып эмульгаторлар түзеді).

Мұнай эмульсияларын бұзу, сонымен қатар, олардың түзілуін болдырмау үшін деэмульгаторлар - беттік әрекетті заттар (БӘЗ) - қолданылады, олардың әрекеттілігі - эмульгаторларға қарағанда жоғары.

Деэмульгаторлардың негізгі міндеті – су тамшыларының беткі қабатынан эмульгаторларды, яғни мұнай құрамындағы (асфальтендер, нафтендер, шайырлар, парафин және механикалық қоспаларды) және су құрамында болатын (тұздарды, қышқылдарды) табиғи беттік әрекетті заттарды, ығыстырып шығару.

Су тамшыларының беткі қабатынан табиғи эмульсиялаушы (яғни, эмульгатор болып табылатын) заттарды ығыстырып, деэмульгаторлар өз кезегінде гидрофильді адсорбциялы қабат түзеді. Нәтижесінде су тамшылары соқтығысқанда ірі тамшыларға бірігіп тұнады. Деэмульгатор тиімді болған сайын ол жабын қабықшаларының, яғни «бронның» беріктігін соғұрлым азайтып, эмульсиялардың жедел бұзылуына әсер етеді.

Эмульсиялардың бұзылуын жақсарту үшін және олардың “ескіруін” (ұзақ уақыт сақталуын) тоқтату үшін деэмульгаторларды ұңғы түбіне жіберіп, ұңғы ішінде деэмульсация жүргізу керек. Деэмульгаторларды ұңғы түбіне жіберген кезде негізінен эмульсиялардың инверсиясы жүреді, яғни М/С түріндегі эмульсия С/М түріндегі эмульсияға айналады, оның тұтқырлығы 1 мПа*с, себебі оның сыртқы фазасы су болғандықтан үйкеліске кететін қысымның төмендеуі азаяды.

Теория бойынша, деэмульгатор белгілі бір фазалық қатынасы және дисперстік дәрежесі, сондай-ақ су тамшыларында адсорбциялық қабат түзетін эмульгатордың мөлшері мен құрамы бар, қандай да болмасын бір эмульсия үшін тиімді. Демек, теория бойынша, кен орнын игеру процесінде эмульсиялардың құрамы мен физикалық қасиеттерінің өзгеруіне байланысты деэмульгаторлар ауыстырылып тұру керек, бірақ іс жүзінде бұл сирек болатын жағдай.

Деэмульгаторлардың тиімділігін оның шығынымен, дайындалған мұнайдың сапасымен, минималды температурамен және мұнайдың тұну ұзақтығымен сипатталатын эмульсиясыздандыру қабілеттілігі деп түсіну керек. Тиімділік келесі формуламен анықталады:

(8.1)

мұндағы, N – сусыздану дәрежесі, % масса;

W_бас және W_қал – бастапқы эмульсиядағы су құрамы және тұндырылған мұнайдағы судың қалдық құрамы, % масса. Мұнайдың құрамындағы су мөлшері Дин–Старк аппаратымен анықталады.

8.2.1. Деэмульгаторлардың жіктемесі және оларға қойылатын талаптар

Мұнай эмульсияларын бұзу үшін қолданылатын деэмульгаторлар екі топқа бөлінеді :

I – ионогенді (су ертінділерінде ион түзуші)

II – ионогенсіз (су ертінділерінде ион түзбейтін)

Бірінші топқа тиімділігі аз деэмульгаторлар : НҚК (нейтралданған қара контакт) және НҚГ (нейтралданған қышқылды гудрон) кіреді. 60-шы жылдарға дейін НҚК базалық реагент болатын, бірақ оны қазіргі кезде одан неғұрлым тиімдірек саналатын ионогенсіз деэмульгаторлар ығыстырып шығарған, бұл деэмульгаторлардың артықшылығы: меншікті шығындары аз (яғни, тоннасына 20-30 грамм жұмсалса, ал салыстырмалы түрде ионогенді деэмульгаторлардың шығыны тоннасына 5-7 кг), бірақ бағасы қымбаттырақ; қалдық сулануы төмен (1 %); мұнай мен суда жақсы ериді; қабат сулары мен мұнай құрамында болатын тұздар мен қышқылдарға инертті; аппарат пен құбырлар жүйесінде шөкпейді.

Деэмульгаторлар келесі талаптарға сай болу керек:

1. қандай да бір фазада жақсы еруі қажет ( мұнай немесе суда);

2. “мұнай – су” шекарасынан табиғи эмульгаторларды ығыстыру үшін қажетті беттік әрекеттілігі болу керек;

3. реагент аз жұмсалған кезде “мұнай - су” шекарасындағы фазалық тартылыстың максималды төмендеуін қамтамасыз ету керек ;

4. қабат суларында коагуляцияланбауы керек;

5. металдарға қатысты инертті болу керек ;

6. арзан болу керек ;

7. температура өзгергенде қасиеттерін өзгертпеуі керек ;

8. мұнай сапасын төмендетпеу керек;

9. әр түрлі құрамдағы эмульсияларды бұзу керек, яғни әмбебап (универсалды) болу керек;

10. тасымалдануы жеңіл болуы керек;

Қазіргі кезде қолданылатын деэмульгаторлар осы талаптардың көпшілігіне сай келеді.

18. Мұнай эмульсиясы дегеніміз не? Мұнай эмульсиясының түзілуіне және беріктігіне қандай факторлар әсер етеді?

Мұнай эмульсиясы деп бір-бірінде ерімейтін және ұсақ дисперсті бытыраңқы күйде болатын мұнай мен қабат суларының механикалық қоспасын айтамыз.

Қабатта және ұңғы түбінде эмульсия түзілмейді. Олар ұңғы оқпанында түзіледі, сол себепті эмульсияның түзілу қарқынына ұңғыны пайдалану тәсілі әсер етеді.

Фонтанды ұңғыларда, егер ұңғы өнімінде су болса, онда қысымның төмендеуі әсерінен бөлінетін газдыкөбіктер есебінен сұйықтардың қарқынды араласуы байқалады, яғни неғұрлым тұрақты эмульсиялардың түзілуіне жағдай жасайды.

Бұл процесс әсіресе, штуцер арқылы су аралас мұнай өткен кезде қатты жүреді.

Газлифтілі ұңғыларда эмульсиялардың түзілу жағдайы фонтанды ұңғылардыкіне ұқсас, бірақ та эрлифтіні (ауаны) қолданған кезде неғұрлым тұрақты (яғни, берік) эмульсиялар түзіледі, бұл эмульгатор болып табылатын нафтенді қышқылдың тотықтануымен түсіндіріледі (нафтенді қышқылдар ауа оттегісімен тотығып эмульгаторлар түзеді).

Штангілі сораптарды қолдана отырып ұңғыны терең сораптармен пайдалану кезінде эмульсиялардың түзілуіне жағдай жасайтын факторлар: плунжердің жүріс ұзындығы, минуттағы жүріс саны, сорап клапандарының өлшемдері, еркін газдың болуы, сораптың динамикалық деңгейден төмен батырылуы, сораптың толу дәрежесі және т.б.

Электрлі ортадантепкіш сораптарды қолдану кезінде, сораптың әрбір сатысында газдысұйық қоспасының қарқынды араласуы жүреді, осының нәтижесінде эмульсиялар түзіледі. Неғұрлым тұрақты эмульсиялар электрлі ортадантепкіш сорапты қондырғыны қолдану кезінде байқалса, ал тұрақсыз эмульсиялар бұрандалы (винтті) сорапты қолдану кезінде байқалады. Құбырлар бойында эмульсиялардың түзілуіне турбулентті ағын энергиясы себеп болады. Құбырлардағы қысымның үлкен өзгерісі, газдың бүлкілдеуі (пульсациясы), ысырмалардың болуы, бұрылыстар мен басқа да жергілікті кедергілері мұнайдағы су тамшыларының қарқынды ұсақталуына (диспергирленуіне) жағдай жасайды.

Эмульсиялардың түзілуіне сондай-ақ парафиндерде әсер етеді, өйткені олар құбырлардың өту қимасын тарылтып және ағын жылдамдығын арттырады, осыған байланысты сұйықтардың араласуы күшейеді.

Осылайша, мынадай қорытынды жасауға болады, яғни мұнай эмульсиясы келесі түрде көрінетін энергиялар әсерінен пайда болады:

- механикалық энергия;

- газдың ұлғаю энергиясы;

- ауырлық күші әсерінен пайда болған энергия.

Мұнай эмульсиясындағы су тамшыларының өлшемі жұмсалған энергия мөлшеріне кері пропорционал. Ұңғы өнімінің сулануы 40-60% -ке жеткен кезде эмульсияның түзілу процессі қарқынды жүреді, яғни жүйе жоғары тұтқырлық және тиксотроптық қасиеттер әсерінен ағымдылығын жоғалтады. Бұл жағдайларда жүйеге ертерек реагент - деэмульгаторды енгізу ұсынылады.

19. Қабат суларының минералдылығы деп нені айтады? рН шамасы бойынша қабат суларын қалай жіктейді?

Мұнай кен орындарының қабат сулары ұңғы өнімінің ажырамас құрам бөлігі болып саналады және кәсіпшілікте мұнайды жинау және дайындау кезінде едәуір қиыншылық туғызады. Әртүрлі кен орындарындағы ұңғыдан мұнаймен бірге өндірілетін қабат суларын, әдетте олардың құрамында еріген минералды тұздардың концентрациясына, газдар мен микроорганизмдердің болуына байланысты ажыратады. Қабат суларын негізгі екі топқа бөледі:

1) қатты - хлоркальцилі және хлормагнилі;

2) сілтілі - гидрокарбонатнатрилі.

Көбінесе қабат суларының негізгі басты құрамына: хлорлы натрий NaCL, хлорлы кальций CaCL₂ және хлорлы магний MgCL₂ жатады.

Қабат суларында аниондар мен катиондарға ыдырайтын көптеген тұздар еріген.

Аниондарға жататын иондар: OH^- , Cl^-, SO₄^-, HCO₃^-, CO₃^-.

Катиондарға жататын иондар: H⁺, K⁺, Na⁺, NH₄⁺, Mg⁺⁺, Ca⁺⁺, Fe⁺⁺, Ba⁺⁺, Lі⁺.

Қабат суларының құрамында коллоидтар болуы мүмкін: кремнидің қостотығы SіO₂, алюминий тотығы Al₂O₃, темір тотығы Fe₂O₃, сондай-ақ газдар: көмірқышқыл газы, күкіртсутек, азот, сутек, инертті газдар, көмірсутектері де кездеседі. Олардың арасындағы сандық (мөлшерлік) қатынас қабат суларының түрін және қасиетін анықтайды.

Бірлік көлемге келтірілген қабат суында еріген заттың мөлшерін жалпы минерализация деп атайды.

Қабат суының минерализациясы 1кг/м³-тен 200кг/м³-ке дейінгі аралықта болады, көбінесе қабат суының минерализациясы г/л өлшенеді, бұнымен қатар кәсіпшілік практикасында минерализацияны Боме градусымен (°Ве) белгілеу қолданылады

(2.13)

В.И.Вернадский [4] табиғи суларды құрамындағы тұздардың массалық үлесі (%) бойынша былай бөледі:

- құрамында 0,001-0,1% тұз болса - тұщы су;

- құрамында 0,1-5% тұз болса - минералды су;

- құрамында 5-35% тұз болса - ащы су.

Судың қаттылығы оның құрамындағы кальций Ca²⁺ мен магний Mg²⁺катиондарының жалпы мөлшерімен анықталады, және килограмға (ерітінді литріне) мольмен көрсетіледі.

Қабат суларының ең маңызды сипаттамасының бірі, бұл сулы ерітіндінің қышқылдық немесе сілтілік ортада екендігін көрсететін сутегі иондарының рН концентрациялық көрсеткіші.

Су молекуласының бір бөлігі иондарға ыдырайды (диссоциаланады)

Н₂О =Н⁺+ОН^-,

Берілген температура кезіндегі тепе-теңдік күйі (жағдай) константамен сипатталады

; (2.14)

мұнда С_Н⁺ және С_ОН^- - судағы сәйкесті Н⁺ және ОН^- иондарының концентрациясы, моль/л; С_Н2О - Н₂О концентрациясы, моль/л. Су концентрациясы тұрақты және 55,56моль/л.

Демек: К_с=55,56K=C_H⁺+C_OH^-(2.15)

K_с - температураға байланысты судың иондық туындысы.

Бейтарап реакция кезінде сутегі иондарының концентрациясы мен гидроксидтік топтар тең болады:

С_Н⁺ +С_ОН^-=(C_H⁺)² ; (2.16)

Су температурасы 22 °С кезінде иондық туындысы К_В=1×10^-14 болса, онда С_Н⁺=10^-7 моль/л. (2.17)

Сутегі иондарының концентрациялық логарифмінің оң мәні рН -деп белгіленеді, яғни:

-lg С_Н⁺ =pH (2.18)

немесе С_Н+ =10^-рН

22 °С температура кезіндегі химиялық таза су үшін рН=7 тең болса, онда мұндай суды бейтарап су деп атайды.

Практикада суды рН шамасы бойынша бес топқа жіктейді [2]:

1) 3-ке дейін - қышқылды;

2) 4-6 - әлсізқышқылды;

3) 7 - бейтарап;

4) 8-10 - әлсізсілтілі;

5) 11-14 - сілтілі.

рН шамасы және суда еріген оттегінің болуы жабдықтардың коррозиясына едәуір әсер етеді. Қабат суындағы еріген тұздар металл коррозиясын үдетеді. Сонымен қатар қабат суларында күкіртсутек пен көмірқышқыл газының болуы оның коррозиялық қабілетін арттыра түседі. Қабат суының жоғары температурасы да оның коррозиялық әрекеттілігін арттырады.

Құрамындағы тұзға байланысты қабат суының тығыздығы мына формула бойынша есептелуі мүмкін:

r_қс = r_с+0,764S, (2.19)

мұнда r_с - 20 °С кезіндегі тазартылған судың тығыздығы, кг/м³; S- судағы тұздың концентрациясы, кг/м³.

(t)-температурасы кезіндегі минералданған судың тығыздығын, 20°С кезіндегі қабат суының белгілі тығыздығы бойынша жуықтап анықтауға болады:

r_қс(t) = r_қс(20)-0,0714(t-20) (2.20)

Судың тұтқырлығы құрамындағы тұздарға және температураға байланысты, және осының әсерінен тығыздыққа байланысты ол мына түрде жуықтап есептелінуі мүмкін:

m_қс =m_с (t)10^0,0008831 Dr, (2.21)

мұнда m_қс -(t) температурасы кезіндегі қабат суының тұтқырлығы, мПа×с;

m_с(t)- -(t) температурасы кезіндегі тазартылған судың тұтқырлығы, мына формуламен анықталады:

m_с(t)=1353(t+50)^-1,6928 , (2.22)

Dr - 20 °С кезіндегі минералданған және тазартылған су тығыздықтарының арасындағы айырмашылық, кг/м³;

Dr= r_қс - 998,3(2.23)

Тұщы судың жылусыйымдылығы - 4,19 кДж/кг×К, кристалды NaCl - 0,88 кДж/кг×К, сондықтан минерализацияны ұлғайтқан кезде, оның жылусыйымдылығы төмендейді.

Қабат суларының жылусыйымдылық коэффициенті 0,54-0,65 Вт/м×К аралығында болады.

20. Мұнайдың негізгі қасиеттері. Оларды анықтау әдістері.

Мұнай газы ұңғы өнімінің табиғи және ажырамас бөлігі болып табылады, оның мөлшері мұнайдағы газ факторымен бағаланады.

Газ факторы бұлеркін күйінде мұнай қабатынан алынатын, сондай-ақ мұнайды айырудың әртүрлі сатыларынан соң бөлініп шыққан жалпы газ мөлшерін көрсетеді.

Әдетте газдың бірлік көлемінен немесе массасынан бөлініп шығатын газ мөлшерін қалыпты жағдайға келтіреді (Р=0,1 МПа және Т=273 К). Газ факторының өлшем бірлігі (м³/м³ немесе м³/т).

Терең жатқан өнімді қабаттардан өндірілетін жеңіл мұнайлар жоғары газ факторымен сипатталады. Шамалы тереңдіктен алынатын ауыр асфальтты-шайырлы мұнайлардың құрамында газ мөлшері көп болмайды.

Әр ұңғы бойынша газ факторын білу және игеру барысында оның өзгерісін бақылап отыру, бұл мұнай газының ресурсы жөнінде, газ құбырларының гидравликалық есептерін жүргізуде, айырғыштардың қажетті өлшемі мен санын анықтауда, газды дайындауға арналған қондырғылардың өткізгіштік қабілетін анықтауда және газды тасымалдауға арналған компрессорлардың қуаттылығын анықтауда үлкен мәлімет береді.

Мұнай газы - бұл С₁-ден С₄-ке дейін және одан да жоғары метан қатарының көмірсутектерінің күрделі көпкомпонентті қоспалары, сондай-ақ онда көмірсутек емес газдар - азот, көмірқышқыл газы, күкіртсутек және инертті газдар болуы мүмкін.

Әртүрлі кен орындарынан өндірілетін мұнай газы компоненттік құрамы бойынша едәуір ерекшеленеді.

Қазақстанның бірқатар кен орындарындағы [7], [14] мұнайгазының көпкомпоненттік құрамы 2.2-кестеде келтірілген

2.2-кесте.Айырғыштың 1-ші сатысындағы мұнайгазының құрамы, %

Кен орны	СН₄	С₂Н₆	С₃Н₈	С₄Н₁₀	С₅Н₁₂	С₆Н₁₄	СО₂	Н₂S	N₂	Салыс. тығыз.
Жетібай Өзен Құмкөл Қисымбай Жаңажол Теңіз	50,21 36,83 54,2 72,2 51,81	17,5 21,75 17,56 7,03 5,81 6,4	13,9 19,5 15,86 5,68 4,57 3,0	7,94 11,43 7,66 6,42 3,16 1,6	2,84 4,26 1,83 1,5 1,35 1,2	2,04 4,2 0,3 0,5 2,91 1,01	1,43 0,53 0,5 0,4 0,43 6,0	- - 0,1 - 1,59 3,8	4,13 1,40 2,98 12,92 1,06 0,9	0,78 0,9 1,1 0,767 0,8 0,75

Мұнайгазының неғұрлым бағалы компоненттеріне С₃ және одан да жоғары көмірсутектерінің фракциялары жатады. Газда қышқыл компоненттер деп аталатын Н₂S және СО₂-нің болуы, сондай-ақ су буының болуы мұнайхимиясы үшін мұнайгазын отын және шикізат ретінде қолдануды қиындатады және оны алыс қашықтыққа тасымалдау кезінде қиындықтар туғызады, сондықтан кәсіпшілікте оны дайындау: кептіру және тазарту жүзеге асырылады.

Мұнайгазының тығыздығын көбінесе қалыпты жағдайға арнап, газдың компоненттік құрамынан шыға отырып мына формула бойынша анықтайды:

r =М_қос/22,41 ; (2.7)

мұнда r - газ қоспасының тығыздығы, кг/м³;

М_қос _-газ компоненттері қоспаларының молекулярлық массасы, әр компоненттің у_і мольдік үлесін ескере отырып анықтайды:

М_қос=М₁у₁+ М₂у₂+…+ М_іу_і (2.8)

Белгілі бір термобаралық жағдайда газдың тығыздығын анықтау үшін Клайперон-Менделеев теңдеуі қолданылады:

, (2.9) бұдан

(2.10)

мұнда r₀және r_Р,Т – қалыпты жағдайдағы және берілген қысым мен температурадағы газдың тығыздығы; Р₀ мен Т₀ - қалыпты жағдайдағы қысым мен температура, МПа және К; Р мен Т - берілген қысым мен температура, МПа және К; z -газдың жоғары сығымдылық коэффициенті.