Проект установки подготовки нефти Ван-Ёганского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефть, извлекаемая на поверхность из скважин, часто называется «сырой» нефтью, поскольку в ней содержится пластовая вода с растворенными солями, газы органического и неорганического происхождения, а также механические примеси (песок, глина, известняк и т.д). Для получения товарной нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт, применяют специальные установки - установки подготовки нефти.

Наличие в нефти примесей отрицательно сказывается на ее качественных характеристиках:

Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортировку по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренней поверхности труб, отложения в аппаратуре, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков перегонки, содействует образованию стойких эмульсий.

Присутствие пластовой воды в нефти удорожает ее транспортировку, повышает энергозатраты на испарение воды и конденсацию паров. Кроме того, присутствие балластовой воды повышает вязкость нефтяной системы, вызывает опасность образования кристаллогидратов при понижении температуры.

При снижении содержания солей в нефти с 40-50мг/л до 3-5 мг/л межремонтный пробег установки прямой перегонки нефти увеличивается со 100 до 500 суток и более. Уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов в каталитических процессах, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов.

Этим обуславливается необходимость процессов обезвоживания и обессоливания.

Кроме этих процессов в комплекс подготовки нефти входит и ее стабилизация.

Стабилизация нефти осуществляется на промыслах с целью сокращения ее потерь от испарения при транспортировке ее до НПЗ. Кроме того, присутствие в нефтях газов способствует образованию в трубопроводах газовых пробок, которые затрудняют перекачивание.



1. Литературный ОБЗОР

1.1 Эмульсии и их классификация

Эмульсией в широком понимании обычно называют дисперсную систему, состоящую из двух (или более) взаимонерастворимых или малорастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой в виде капель диаметром около 0,1мкм.

Образование и стойкость нефтяных эмульсий в основном определяются скоростью движения нефтеводяной смеси, относительной величиной содержания фаз, физико-химическими свойствами этих фаз и температурным режимом.

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.[1, c.18]

Эмульсии представляют собой дисперсные системы двух жидкостей, не растворимых или малорастворимых друг в друге, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул).

Важнейшим этапом эмульсий, является их процесс диспергирования водной фазы для обратных эмульсий в углеводородной среде, содержащий эмульгатор.

Диспергированная жидкость является внутренней или дисперсной фазой, а жидкость, в которой она находится, называется дисперсионной средой (внешней, сплошной).[2, с.14]

По структуре и характеру взаимодействия фаз эмульсии подразделяют на три типа.

I тип: обратные эмульсии «вода в нефти». Это основная группа эмульсионных систем, которая имеет место в нефтепромысловой практике. Содержание дисперсной фазы (воды) в дисперсной среде (нефти) может колебаться от следов до 80-85%. Эта группа нефтяных эмульсий охватывает диапазон разбавленных и высококонцентрированных систем, где в большей степени могут проявляться различия в факторах их стабилизации.

II тип: прямые эмульсии с обводненностью нефти выше критической и кинетически неустойчивые. Такие эмульсии, как правило, в сепараторах легко расслаиваются на два слоя: водяной и нефтяной. Они образуются в основном в процессе разрушения обратных эмульсий, т.е. при деэмульсации нефти.

III тип: множественные эмульсии - может быть как обратного, так и прямого типа. Эта сложная эмульсионная система, когда по ряду причин сравнительно в крупных каплях воды могут находиться мелкие глобулы нефти, и, наоборот, в крупных каплях нефти находятся мелкие глобулы воды.[3, с.81]

По величине концентрации дисперсной фазы все эмульсии делят: на разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные.

Разбавленными считаются высокодисперсные эмульсии, содержащие до 0,1% дисперсной фазы, по величине частиц они близки к коллоидным растворам. Разбавленные эмульсии агрегативно устойчивы без введения эмульгаторов.

К концентрированным эмульсиям относятся высокодисперсные системы сравнительно большим содержанием дисперсной фазы (до 74% об.) В концентрированных эмульсиях диаметр диспергированных капель составляет

более 0,1мкм.

Эмульсии, образующиеся при добыче и обессоливании нефти, относятся преимущественно к эмульсиям этого вида.

К высококонцентрированным эмульсиям относятся дисперсные системы жидкость-жидкость с большим содержанием дисперсной фазы (более 74%об.). [2, с.17]



1.2 Устойчивость нефтяных эмульсий

Известно явление увеличения устойчивости эмульсии с увеличением времени ее существования. Это связано с тем, что адсорбция эмульгаторов и стабилизаторов происходит во времени, при этом слой гелеобразной пленки утолщается, тем самым увеличивается его прочность, следовательно, и устойчивость эмульсии. Для нефтяных эмульсий самым важным показателем является их устойчивость. При оценке стойкости нефтяных эмульсий различают два понятия: кинетическую и агрегативную устойчивость. Кинетическая (или седиментационная) устойчивость - это способность системы противостоять оседанию или всплыванию частиц дисперсной фазы под действием стоксовых сил. Агрегативная устойчивость - способность глобул дисперсной фазы при их столкновении друг с другом или границей раздела фаз сохранять первоначальный размер. Первая характеризует способность глобул к укрупнению, а вторая расслоение эмульсии на нефть и воду.[4, с.276]

На устойчивость нефтяных эмульсий влияют:

Дисперсность системы

Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капель различного диаметра, - полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся, как правило, к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы самых разных размеров.

По дисперсности нефтяные эмульсии подразделяются на: мелкодисперсные с размером капель воды от 0,2 до 20 мкм; средней дисперсности, с водяными капельками размером от 20 до 50 мкм; грубодисперсные - с каплями воды размером от 50 до 300 мкм.

Чем больше дисперсность эмульсии, т.е. чем меньше капельки внутренней фазы, тем устойчивее эмульсия при прочих равных условиях.

2. Стабилизирующие вещества - эмульгаторы

На устойчивость эмульсий большое влияние оказывают стабилизирующие вещества (естественные ПАВ), называемые эмульгаторами, образующие на поверхности капель адсорбционные защитные оболочки, которые препятствуют слиянию этих капель. В образовании адсорбционных оболочек участвуют вещества с высокой поверхностной активностью, такие как асфальтены, смолы, парафин, комплекс металлов (ваннадий, никель, цинк, литий, железо, титан) и тонкодисперсные неорганические вещества, состоящие из глины, песка и горных пород, содержащиеся как в нефти, так и в пластовой воде.[5, с.88]

Время «жизни» эмульсии.

Известно явление увеличения устойчивости эмульсии с увеличением времени ее существования. Это связано с тем, что адсорбция эмульгаторов и стабилизаторов происходит во времени, при этом слой гелеобразной пленки утолщается, тем самым увеличивается его прочность, следовательно, и устойчивость эмульсии.

Чем больше прошло времени с момента образования эмульсии, тем толще сольватный слой эмульгирующих веществ вокруг капель воды и тем прочнее эта защитная оболочка, препятствующая коалесценции капель при их соударении. Кроме того, имеет значение и характер гидродинамических воздействий на поток нефти в процессе ее движения от места добычи к месту переработки (число перекачивающих насосов, длина и профиль трассы нефтепроводов, число задвижек и других местных сопротивлений по трассе и т.д.).

Упрочнение бронирующих оболочек в процессе движения водонефтяной эмульсии по промысловым коммуникациям и при ее транспортировании без обработки деэмульгаторами по магистральным трубопроводам на нефтеперерабатывающие заводы получило название «старение». Это связано с тем, что адсорбция деэмульгаторов и стабилизаторов происходит во времени, при этом слой гелеобразной пленки утолщается, тем самым увеличивается его прочность, следовательно, и устойчивость эмульсии.[6, с.21]

Чем больше нефть подвергается местным воздействиям, тем мельче становится средний диаметр капель и тем устойчивее эмульсия.[7, с.339]

4. Физико-химические свойства нефти.

По физико-химическим свойствам, влияющим на устойчивость эмульсий, нефти можно искусственно разбить на три группы:

- нефть с небольшой вязкостью и плотностью ( =38 сСт, =0,800,84), незначительным содержанием силикагелевых смол, асфальтенов и большим содержанием парафина;

- нефть вязкостью 1019 сСт и плотностью 0,85-0,88, со средним содержанием асфальто-смолистых веществ и большим содержанием парафина;

- нефть с большой вязкостью, плотностью и содержанием асфальто-смолистых веществ, в несколько раз превышающим содержание их в нефтях второй группы при одинаковом содержании парафина.

Устойчивость эмульсий с увеличением плотности нефти и ее вязкости возрастает.[8,с.7]

5. Температура эмульсии.

Устойчивость нефтяных эмульсий зависит от температуры. При повышении температуры устойчивость эмульсии понижается, так как механическая прочность адсорбционных оболочек, особенно содержащих парафин и церезин, снижается до нуля, в результате капли сливаются и эмульсия разрушается; при понижении же температуры таких эмульсий механическая прочность адсорбционных оболочек повышается, что влечет за собой и соответствующее повышение стойкости эмульсий. Она определяет плотность и вязкость нефти, которые влияют на скорость осаждения капель. Кроме того, с повышением температуры меняются (хотя и незначительно) состав и толщина сольватного слоя вокруг капель воды, и за счет этого устойчивость эмульсии также несколько снижается.[7, с.339]

6. Величина pH эмульгированной пластовой воды.

Величина pH пластовой воды, также оказывает существенное влияние на стойкость нефтяных эмульсий, так как сказывается на упругих свойствах поверхностных слоев, причем степень воздействия его на различные нефти не- одинакова. С увеличением величины pH снижаются реологические свойства поверхностных слоев на границе нефть-вода, что влечет расслоение эмульсии. Увеличение pH обычно достигается введением в эмульсию щелочи, способствующей снижению механической прочности бронированных оболочек и, как следствие, разложению эмульсии на нефть и воду.

7. Наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического заряда.

Нефть и вода в чистом виде - хорошие диэлектрики. Устойчивость нефтяных эмульсий в большой степени зависит также от электрического заряда на поверхности частиц (глобул). Образующийся двойной электрический слой защищает частицы эмульсии от слипания подобно адсорбционным оболочкам. Происхождение двойного электрического заряда на границе раздела фаз можно объяснить следующим образом. В гомогенной фазе при равновесных условиях электрический потенциал любого компонента имеет постоянную величину во всем объеме.

Водная фаза нефтяной эмульсии - это хороший электролит, диссоцированный на положительные Н+ и отрицательные ОН- ионы.

На границе раздела фаз (нефти и воды) ионы эти адсорбируются. На адсорбции ионов существенным образом сказывается природа адсорбента, т.е. веществ, растворенных в воде и нефти, которые называются естественными ПАВ. Ионы, способные поляризоваться, адсорбируются только на поверхностях, состоящих из полярных молекул. Микро участки поверхности капельки полярной воды, несущие определенный заряд, адсорбируют (сгущают) противоположно заряженные ионы. При этом ионы электролита, имеющие противоположный знак, не адсорбируются, но под действием сил электростатического притяжения остаются вблизи адсорбционных ионов, образуя с ними на поверхности адсорбента двойной электрический слой. Частицы, имеющие на своей поверхности одинаковые заряды, взаимно отталкиваются.[1, с.52]

1.3 Деэмульгаторы

Деэмульгаторы - вещества, понижающие поверхностное натяжение,- применяют для разрушения эмульсии. Для предотвращения образования, а также для разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются поверхностно-активные вещества (ПАВ). Основное назначение деэмульгаторов - вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы.

1.3.1 Классификация деэмульгаторов

Деэмульгаторы, применяемые для разрушения эмульсий, делятся на две группы: на ионогенные (образующие ионы в водных растворах) и неионогенные (не образующие ионов в водных растворах).

Представителями первой группы являются малоэффективные деэмульгаторы: НЧК (нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), они в настоящее время для деэмульсации нефти не применяются. Их расход на установках обессоливания нефти составлял десятки кг/т. К тому же они биологически не разлагаются, и применение их приводило к значительным загрязнениям водоемов.

Основными представителями этой группы деэмульгаторов являются: дипроксамин-157,проксамин-385, проксанол - 305, дисолван-4411, сипарол и др.

Неиногенные деэмульгаторы могут быть водорастворимые и нефтерастворимые. Они имеют некоторые преимущества перед ионогенными (например, НЧК):

1) незначительный удельный расход (для дипроксамина-157 и дисолвана-4411 - 2030г на тонну эмульсии при температуре эмульсии 60-70С; обводненность нефти получается около 1%);

2) хорошо растворяясь в воде, они не реагируют с солями и кислотами, содержащимися в пластовой воде и нефти, и не дают осадков в трубах и аппаратах;

3) стоимость неионогенных ПАВ в 4-6 раз выше стоимости НЧК, а расход их в сотни раз меньше.

Основные требования, предъявляемые к деэмульгаторам:

- хорошо растворяться в одной из фаз эмульсий (в нефти или воде);

- иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела «нефть-вода» естественные эмульгаторы, образующие «броню» на капельках воды;

- максимальное снижение межфазного натяжения на границе фаз «нефть-вода» должно обеспечиваться при малых расходах деэмульгатора;

- не коагулировать в пластовых водах;

- быть инертным по отношению к металлам (не коррозировать их).

-одновременно с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не изменять своих свойств в изменении температуры, не ухудшать качества нефти после обработки и обладать определенной универсальностью, т.е. разрушать эмульсии различных нефтей и вод.

По химическим свойствам неионогенные деэмульгаторы удовлетворяют большинству из этих требований.[9,с.181]

1.3.2 Механизм действия деэмульгаторов

Очевидным результатом воздействия деэмульгаторов, является разделение эмульсии, хотя механизм их действия до конца не ясен. Деэмульгирующее действие ПАВ было обнаружено эмпирически уже более 70 лет назад. Полной и точной модели происходящих при этом процессов пока не существует, что в немалой степени связано с их сложностью. Хотя гипотез и теорий, описывающих действие деэмульгаторов, в настоящее время существует достаточно много. При этом удовлетворительное объяснение находят только некоторые, отдельные стороны этого процесса. Некоторые из гипотез связаны с геометрией поверхностей. В частности, у ПАВ, как деэмульгатора, одна из групп - полярная для прямых эмульсий или неполярная для обратных должна превалировать в диаметре, благодаря чему ПАВ искривляет поверхность в сторону непрерывной фазы. Адсорбция деэмульгатора приводит к ликвидации изгибающего момента и выравниванию поверхности, т. е. компенсирует соответствующее действие эмульгатора, при этом может происходить обращение фаз. Однако, по-видимому, подобный механизм хорошо описывает явления в системах с монослойными стабилизирующими оболочками, что не характерно для эмульсий нефти.

Под воздействием деэмульгаторов снимаются электрические поля, препятствовавшие слиянию капель; усиливаются процессы солюбилизации; снижается концентрация естественных эмульгаторов вследствие избирательной адсорбции деэмульгаторов, в результате чего меняется свободная энергия системы и эмульсия теряет стабильность. Установлено также своеобразное "раскалывающее" действие деэмульгатора на твердообразные пленки эмульгатора.

Согласно теории академика Ребиндера, которая в настоящее время считается общепризнанной, деэмульгаторы вытесняют эмульгаторы с поверхности раздела фаз благодаря более высокой поверхностной активности. Следовательно, высокая поверхностная активность -- одно из основных требований, предъявляемых к эффективному деэмульгатору. Кроме того, молекулы деэмульгатора должны обладать хорошим пептизирующим (смачивающим) действием по отношению к асфальтово-смолистым компонентам нефти для перевода их из состава оболочек в объем дисперсионной среды, при этом они возвращаются в обычное для них состояние. В результате образуются адсорбционные слои из молекул деэмульгатора, не обладающие заметной прочностью. По мере накопления деэмульгатора на поверхности капелек воды между ними возникают силы взаимного притяжения, в результате чего образуются хлопья, т. е. происходит флокуляция капель, которая, как правило, завершается коалесценцией.

Проникая в защитный слой, который является многослойной ажурной структурой с каркасом из твердых частиц и промежутками между ними, заполненными обеими жидкими фазами, со стороны нефтяной фазы молекулы деэмульгатора адсорбируются на поверхности раздела нефти и воды внутри защитного слоя. Благодаря дифильности молекул деэмульгаторов их полярная часть прочно связывается с водой, а гидрофобная обращена при этом к гидрофильной поверхности частиц стабилизатора, что резко снижает силу взаимодействия поверхности капли воды с находящимися на ней полярными группами частиц стабилизатора. В результате изменяются краевой угол смачивания на гидрофильных участках поверхности частиц стабилизатора и инверсия смачивания. Нефтяная фаза самопроизвольно распространяется по этим участкам, и частицы стабилизатора, полностью смоченные нефтью, вытесняются в объем нефтяной фазы. В результате капли воды лишаются защитных оболочек. Такой механизм действия деэмульгатора вполне объясняет увеличение необходимого его количества с ростом величины адсорбции стабилизатора на каплях эмульгированной воды - это связано с увеличением поверхности контакта нефти и воды внутри слоя стабилизатора. После слияния капель воды и расслоения эмульсии на нефть и воду деэмульгатор, в связи с резким снижением межфазной поверхности, переходит в объемные фазы согласно коэффициенту распределения.

Однако известны работы, доказывающие, что разрушение эмульсий является результатом не только описанных выше физических, но и химических взаимодействий на межфазной поверхности. Деэмульгаторы могут выполнять роль катализаторов межфазных превращений, при этом ускорение химических процессов может достигать нескольких порядков.

Примерами химического взаимодействия, происходящего на межфазной границе, являются такие процессы, как нейтрализация эмульгирующей способности природного ПАВ посредством связывания его с реагентом - деэмульгатором в неактивный комплекс; отрыв от природного ПАВ полярной группы молекулой peaгента - деэмульгатора.

Отмечаются также явления комплексообразования соединений, из которых формируется межфазная граница. Комплексные соединения образуют гидрофильные ПАВ с гидрофобными эмульгаторами, входящими в состав нефтей, что и нейтрализует их эмульгирующую способность.

Возможны также взаимодействия, при которых гидрофобный фрагмент молекулы субстрата встраивается в систему реагента, в структуре которого имеется определенного размера гидрофобная полость. Такие реагенты могут быть получены путем оксиэтилирования фенолформальдегидных смол. Примером такого деэмульгатора является полинол.

Таким образом, между природным поверхностно-активным веществом и деэмульгатором в процессе разрушения эмульсионных систем возникают как физические, так и химические взаимодействия. Это подтверждает необходимость получения высокоэффективных деэмульгирующих композиций, так как взаимодействие компонентов деэмульгирующей смеси с веществами из состава адсорбционной оболочки носит многофакторный характер и может проявляться в соответствии с взаимодействиями, описываемыми различными механизмами или в различном их сочетании. Приведенные данные позволяют констатировать, что при всей сложности механизма разрушения эмульсии под воздействием деэмульгатора процесс требует обязательного его присутствия. И все факторы, способствующие снижению концентрации деэмульгатора на межфазной поверхности, будут приводить к уменьшению эффективности процесса деэмульсации.[6, с.138-140]



1.4 Способы деэмульгирования

Деэмульгирование нефтяных эмульсий лежит в основе обоих процессов подготовки нефти к переработке - ее обезвоживания и обессоливания. При обезвоживании деэмульгированию подвергают исходную эмульсионную нефть, при обессоливании - искусственную эмульсию, создаваемую при перемешивании нефти с промывной водой.

Механизм разрушения нефтяных эмульсий можно разбить на три элементарных стадии:

- столкновение глобул воды;

- слияние их в более крупные капли;

- выпадение капель или выделение в виде сплошной водной фазы.

Чтобы обеспечить максимальную возможность столкновения глобул воды- увеличивают скорость их движения в нефти различными способами: перемешиванием в смесителях, мешалках, при помощи подогрева, ультразвука, электрического поля, центробежных сил и др. однако для слияния капель воды одного столкновения недостаточно, нужно при помощи деэмульгаторов или другим способом ослабить структурно-механическую прочность слоев, обволакивающих глобулы воды, и сделать их гидрофильными. Необходимо создать наилучшие условия для быстрого и полного отстоя крупных капель воды от нефти.

Способы деэмульгирования нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы:

механические - фильтрация, центрифугирование, обработка ультразвуком и др.;

термические - подогрев и отстаивание при атмосферном давлении и под избыточном давлением; промывка нефти горячей водой;

электрические - обработка в электрическом поле переменного или постоянного тока;

химические - обработка эмульсий различными реагентами - деэмульгаторами.

В промышленности наибольшее применение нашли комбинированные способы разрушения нефтяных эмульсий, которые нельзя отнести только к одной из указанных выше групп.[2, с.33]

1.4.1 Гравитационное холодное разделение

Гравитационное разделение эмульсий применяется в том случае, когда нефть и вода не подвергаются сильному перемешиванию и когда содержание пластовой воды в нефти достигает примерно 60%.

Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть.

В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник.

Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.

1.4.2 Фильтрация

Нестойкие эмульсии иногда успешно расслаиваются при пропускании их через фильтрующий слой, который может быть представлен гравием, битым стеклом, древесными и металлическими стружками, стекловатой и другими материалами.

Деэмульсация нефтей при помощи фильтров основана на явлении селективного смачивания.

Фильтры конструктивно выполняются обычно в виде колонн, причем размеры их зависят от объема прокачиваемой эмульсии, вязкости ее и скорости движения. Нефтяная эмульсия вводится в колонну снизу и проходит через фильтр, где вода удерживается, а нефть свободно пропускается и отводится через верх, выделившаяся же вода сбрасывается через низ колонны.

Деэмульсация нефтей фильтрацией как самостоятельный процесс почти не применяется, однако в сочетании с термохимическими методами она уже сейчас широко распространена.

1.4.3 Центрифугирование

Метод разрушения нефтяных эмульсий в центрифугах как прямого, так и обратного типа пока не нашел широкого промышленного применения, однако он является эффективным.

Значительную силу инерции, возникающую в центрифуге, можно использовать для разделения жидкостей, имеющих различные плотности.

На рисунке 1.1 показана схема устройства центрифуги.

Рис.1.1. Схема центрифуги.

1-ротор;2-кожух;3-сальники;4-вал центрифуги.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.

При обессоливании содержание воды в нефти доводится до 1-2%. [5, c.93]

1.4.4 Внутритрубная деэмульсация

Применение внутритрубной деэмульсации было вызвано стремлением увеличить производительность существующих установок подготовки нефти и улучшить качество ее подготовки, а также повысить пропускную способность системы промыслового сбора.

Внутритрубная деэмульсация получила широкое распространение в связи с появлением высокоэффективных деэмульгаторов (дипроксамина-157, дисолвана-4411 и др.) Принцип внутритрубной деэмульсации очень прост ( если рассматривать ее на немолекулярном уровне) состоит в следующем: в межтрубное пространство эксплуатационных скважин или в начало сборного коллектора дозировочным насосом ( в количестве 15-20г на тонну нефтяной эмульсии) подается деэмульгатор, который сильно перемешивается с этой эмульсией в процессе ее движения от забоя до УПН и разрушает ее.[5, с.93]

В основе внутритрубной деэмульсации лежат физико-химические и гидродинамические процессы. Физико-химический процесс - это диффузия реагента-деэмульгатора в объеме нефти и воды, адсорбция его на границах раздела фаз, вытеснение деэмульгатором природных стабилизаторов с глобул эмульгированной воды в нефти и т.п. К гидродинамическим процессам можно отнести диспергирование и коалесценцию агрегативно-неустойчивых глобул воды под действием турбулентных пульсаций, укрупнение капель воды, расслоение фаз и т.д. [10, с.201]

Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от многих факторов, главными из которых являются: эффективность самого деэмульгатора, интенсивность и длительность перемешивания эмульсии с ПАВ, количество воды, содержащейся в эмульсии и температуры смешения транспортируемой эмульсии. Практикой установлено, что чем выше уровень всех этих факторов (то есть чем больше эффективность ПАВ, длительность перемешивания, количество воды и температура эмульсии), тем интенсивнее происходит внутритрубная деэмульсация. Однако эффективность внутритрубной деэмульсации значительно падает при увеличении содержания в нефти асфальтенов и плотности этой нефти.

При длительном и интенсивном перемешивании эмульсии (Re>5000) на поверхность каждой капельки воды, имеющую «броню» должно «попасть» очень незначительное количество более эффективного ПАВ, которое и разрушает эту «броню». Потерявшие «броню» мельчайшие капельки воды коалесцируют при перемешивании, в результате чего образуются крупные капли, которые легко отделяются от нефти за счет разности плотностей в каплеобразователях и отстойниках.[5, с.93]

1.4.5 Термохимическое обезвоживание и обессоливание

Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увеличению расходов на ее транспорт, кроме того вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти на НПЗ вследствие усиленного развития коррозии оборудования.

Широкое распространение термохимический способ разрушения эмульсий получил благодаря таким преимуществам, как возможность менять реагенты-деэмульгаторы без изменения оборудования и аппаратуры, простота технологического оформления.

К недостаткам термохимического способа относятся большие потери легких фракций нефти от испарения при отстаивании подогретой эмульсии в негерметизированных резервуарах.

Термохимические установки подготовки нефти работают под атмосферным или избыточным давлением. Стремление к сокращению расходов топлива на подогрев нефтяных эмульсий, повышение температур ведения процессов обезвоживания и обессоливания, необходимость сокращения потерь легких фракций определили рациональность проведения указанных процессов под повышенным давлением. Отстой подогретой нефтяной эмульсии в герметизированных емкостях под давлением до 10 кгс/см2, а иногда и более (в зависимости от характеристики нефти) позволяет почти полностью ликвидировать потери легких фракций. Повышение температуры обрабатываемых отдельных эмульсий до 70~100°С дает возможность резко снизить их вязкость, уменьшить прочность защитных слоев глобул эмульгированной воды, что способствует проникновению в них химических веществ (деэмульгаторов) и в результате -- снижению времени отстоя и расхода деэмульгатора. Расход тепла на подогрев эмульсии может быть сокращен путем регенерации основной части тепла потоков нефти.

Этот способ характеризуется большой устойчивостью и надежностью, возможностью широко регулировать режим при различной обводненности и стойкости эмульсий, следует отметить также чрезвычайную простоту технологической схемы и аппаратурного оформления, удобство обслуживания с применением необходимых средств автоматизации, а также возможность аппаратурного оформления установок в виде отдельных автоматизированных блоков заводского изготовления.

Термохимические процессы обессоливания как самостоятельные широкого распространения в практике промысловой подготовки и переработки нефти не получили. Однако в сочетании с электрическим способом перед окончательным обессоливанием их применяют почти на всех электрообессоливающих установках.

Основной аппаратурой для осуществления этих процессов служат подогреватели, теплообменники и отстойники.

Дальнейшим усовершенствованием термохимического способа является деэмульсация нефтей промывкой их через слой воды. Было установлено, что если в эмульсию типа вода в нефти, введено какое-то количество поверхностно-активного вещества, но при условии, что водяные капли, диспергированные в нефти, по-прежнему окружены нефтью, то пленка водяной капли продолжает упрочняться и увеличиваться и, следовательно, среда, способствующая образованию эмульсии, остается. Такой средой для гидрофобных эмульсий служит нефть. Если средой оказывается вода, т. е. водяная капля окружена водой, то образование эмульсии прекращается, в виду равенства поверхностного натяжения. Внутри и снаружи пленки последняя капля легко разрушается. Таким образом, чтобы уменьшить стойкость гидрофобной эмульсии, необходимо создать условия для окружения водяной капли не нормальной для этой эмульсии средой, которой может служить вода, близкая по составу к воде, диспергированной в нефти. С установлением этой закономерности стало возможно подойти к простейшему способу деэмульсации.

Разумеется, деэмульгатор и температура как факторы, снижающие поверхностное натяжение, играют решающую роль. Для деэмульсации необходимо, чтобы эмульсия проходила через водяную подушку в виде капель. При чрезмерном распылении эмульсии возможно обращение фаз, т. е. превращение гидрофобной эмульсии в гидрофильную. Одновременно с деэмульсацией нефти происходит и ее обессоливание вследствие растворения солей в промывочной воде.[8, с.32-34]

1.4.6 Электрическое обезвоживание и обессоливание

Электрический способ деэмульсации нефтей достаточно известен как эффективный и широко распространенный в промысловой и особенно в заводской практике. Электрический способ можно сочетать с другими способами (термическим, химическим и др.). При удачно подобранном режиме этот способ эффективен применительно к эмульсиям практически любых типов. Эмульсия, как дисперсная система, электрически нейтральна -- находится в уравновешенном состоянии. Одноименные (положительные) заряды капель воды стремятся воспрепятствовать их сближению и агрегированию, придавая ей таким образом дополнительную стабильность. При относительном перемещении фаз под действием внешних сил эмульсия перестает быть нейтральной. Часть отрицательных зарядов, находящихся на удалении от капель, уносится от них. Начинает превалировать положительный заряд капель воды, которые становятся электрически заряженными до определенного потенциала. Заряд капель может быть не только положительным, но и отрицательным в зависимости от кислотности нефтяной среды.

Эффективному электрическому воздействию поддаются эмульсии типа «вода в нефти». Электрообработка эмульсии типа «нефть в воде» затруднительна в связи с постоянной угрозой короткого замыкании электродов через эмульсию.

По характеру возникающего электрического поля различают способы с использованием переменного и постоянного токов промышленной и высокой частоты.

Для установления механизма разложения эмульсии и физических явлений, происходящих при электрическом воздействии, рассмотрим поведение эмульсии в поле постоянного и переменного тока.

При прохождении эмульсии через электрическое поле, созданное постоянным током, капли воды стремятся располагаться вдоль силовых линий поля (аналогично железным опилкам в магнитном поле). С образованием водяных цепочек резко увеличиваются проводимость эмульсии и сила тока. Кроме того, в электрическом поле наблюдаются явления катофореза и электрофореза. При этом диспергированные капли воды, имеющие положительный заряд, устремляются к отрицательному электроду, скапливаясь около него, и наоборот. Это сопровождается разрушением адсорбционного слоя поверхности капель и их слиянием.

Под действием взаимного притяжения форма капель изменяется, и ослабляется таким образом поверхностное натяжение.

С увеличением напряжения, приложенного к электродам, и уменьшением вязкости скорость перемещения капель возрастает, повышается вероятность их деформации, разрыва и слияния в более крупные. Изменение градиента электрического поля необходимо для преодоления существующих сил отталкивания капель с одноименными зарядами. Кроме того, благодаря электрической индукции между каплями, соприкасающимися в цепочках, возникают свои элементарные поля, приводящие к пробою и разрывам оболочек капель. В результате капли беспрерывно сливаются и оседают -- начинается интенсивное расслаивание эмульсии.

Следует заметить, что по закону Стокса с укрупнением капель скорость их движения возрастает и условия для их столкновения и агрегирования становятся все более благоприятными.

При прохождении эмульсии через электрическое поле, создаваемое переменным по величине и направлению током, механизм разрушения эмульсии несколько иной. Как и при постоянном токе, происходит катофорез, с той разницей, что вследствие изменения направления тока капли воды находятся в колебательном движении. Под воздействием сил между ними (переменных направлений) форма их постоянно меняется. В связи с этим капля воды испытывает непрерывную деформацию, разрываясь в местах перенапряжения. Кроме того, вследствие колебательных движений, возникающих при изменении направлений тока, происходит большое число столкновений капель и, как следствие, интенсивное слияние.

Одновременно капля воды, попадая в поле электрода, получает от него заряд и устремляется от электрода, сталкиваясь с другими каплями, имеющими меньшие скорости. Эти столкновения приводят к разрушению поверхностных оболочек капель и их слиянию.

Установлено, что эффект деэмульсации нефти в электрическом поле переменного тока в несколько раз выше, чем в электрическом поле постоянного тока.

Для разработки технологической схемы и аппаратов деэмульсационной установки с использованием электрического поля необходимо знать основные факторы, влияющие на эффективность процесса. Факторы эти следующие: напряженность электрического поля, степень дисперсности эмульсии, содержание в ней воды, плотность и вязкость нефти (существенно влияющие на сроки отстаивания), электропроводность эмульсии, прочность поверхностных слоев капель воды. Влияние каждого из перечисленных факторов изменяется при подогреве эмульсии, введении химических реагентов-деэмульгаторов, ускоряющих процессы электродеэмульсации. По основным факторам, определяющим эффективность рассматриваемого процесса, остается напряженность электрического доля.

В настоящее время для электродеэмульсации нефтей применяют переменный ток промышленной частоты (50 Гц). Электродегидраторы с использованием токов высокой частоты в промысловой подготовке нефти в настоящее время практически не применяются. Для осуществления электрообезвоживания (электрообессоливания) с помощью тока промышленной частоты разработан ряд конструкций электродегидраторов с открытыми электродами. Эти аппараты получили широкое распространение в практике обессоливания нефтяных эмульсий, поступающих для переработки на заводы. В последнее время установки с электродегидраторами промышленной частоты строятся и для промысловой подготовки нефти. Обеспечивая высокую степень качества обессоливания нефти, эти установки, однако, очень чувствительны к колебаниям содержания воды в исходной нефти, что ограничивает их применение на ступенях обезвоживания. Как показала практика, наиболее эффективным при обессоливании нефти следует считать рассматриваемый способ, в котором для стабилизации обводненности нефти вводится термохимическая ступень или ступень предварительного сброса основного балласта воды.

В электродегидраторах совмещены два процесса -- обработка эмульсии в электрическом поле и отстой воды от нефти. За последнее время наметилась тенденция к совмещению с ними еще одного процесса -- подогрева нефтяной эмульсии.[8, с.34-36]



1.5 Электродегидраторы и их классификация

Электродегидраторы предназначены для проведения комплексных процессов обезвоживания и обессоливания нефти.

Электродегидраторы классифицируются по следующим основным признакам:

1. По применению электрических полей переменного и постоянного тока. В настоящее время электродегидраторы работают в основном с полями переменного тока как в промысловых, так и в нефтезаводских установках подготовки нефти. Наряду с эффективностью обработки водонефтяных эмульсий В/Н (вода в нефти) с большой обводненностью в полях переменного тока такие системы имеют более простое и доступное электрооборудование.

2. По вводу нефти в электродегидратор.

В отечественной и зарубежной промышленной практике подготовки нефти получили распространение две принципиально разные системы ввода нефти в электродегидратор -- в нижнюю часть аппарата и непосредственно в межэлектродное пространство. Установлено, что аппараты с нижним вводом эффективно эксплуатируются и дают лучшие результаты по качеству нефти при обработке нефтей легкой и средней плотности. Электродегидраторы с межэлектродным вводом эмульсии (без нижней подачи) также эффективно работают при увеличении объема электрического поля за счет введения дополнительной площади электродов (электродегидраторы 2ЭГ160/3, 2ЭП60-2 и др.) и могут иметь меньшие габариты. Серией исследований установлено, что очистка от воды и солей существенно повышается при комбинированном вводе эмульсии в аппарат, когда организуется одновременная раздельная подача около 2/3 нефти (по производительности) в подэлектродную зону и около 1/3 в межэлектродную зону.

Характерной особенностью электродегидраторов с двумя раздельными вводами является их универсальность. Она позволяющая при необходимости эксплуатировать эти аппараты только с нижней подачей, когда обрабатывается легкая (по плотности) и мало обводненная нефть, или только с верхней подачей при высоко обводненной нефти средней плотности; высоковязкие нефти обрабатываются в аппаратах, как правило, с нижним и верхним вводами.

3. По конструктивным особенностям. Различают несколько видов электродегидраторов: вертикальные, шаровые и горизонтальные.[11, с.868]

1.5.1 Конструкции электродегидраторов

В нашей стране эксплуатируются несколько типов электродегидраторов:

- вертикальные объемом 30 м3 (разработаны еще в середине 40-х годов, устаревшие);

- шаровые ЭД-600 объемом 600м3 (разработаны еще в 50-е годы); они вошли в состав установок ЭЛОУ, совмещенных с установками первичной перегонки нефти;

- горизонтальные объемом 80, 160, 200м3, разработанные в 60-е годы и вошедшие в состав крупных блоков ЭЛОУ мощностью 6 и 8 млн.т/год на комбинированных установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ.

Хотя производительность шаровых электродегидраторов в десятки раз превышает производительность вертикальных, поскольку они имеют большой объем и имеют ряд недостатков. Главный из них - невозможность их установки перед АТ и АВТ, т.к. эти дегидраторы рассчитаны на сравнительно низкое давление 0,6-0,7МПа. Строить их с учетом более высокого давления сложно и дорого. При низком расчетном давлении толщина стенки шаровых электродегидраторов из-за большого их диаметра (10,5м) велика - это 24мм. При более высоком давлении толщина будет еще больше.

Основным фактором лимитирующим производительность электродегидраторов, является линейная скорость подъема нефти.

Скорость движения нефти вверх не должна превышать скорость оседания диспергированных в ней капель, поскольку в противном случае они будут увлекаться потоком нефти и вместе с ней уходить в верхнюю часть электродегидратора. Обычно линейная скорость движения нефти в токе электродов составляет 7-8 м/ч.

При сопоставлении технических характеристик горизонтального и шарового электродегидраторов выявлено, что при одинаковой скорости удельная производительность горизонтальных электродегидраторов выше, чем шаровых.

На отечественных нефтеперерабатывающих заводах в настоящее время используются высокопроизводительные горизонтальные электродегидраторы. [4, с.283]

1.5.2 Перспективы развития электродегидраторов

Один из путей совершенствования электродегидраторов - межэлектродный ввод эмульсий, что позволяет повысить стабильность электрического режима, устойчивость работы при смене сырья. Ограничение производительности таких аппаратов обусловлено неравномерностью скоростей и времени электрообработки эмульсии в различных участках межэлектродного пространства.

Институт „Гипровостокнефть" г.Самара в своих конструкциях электродегидраторов объединяет межэлектродный ввод нефти с ее нижним вводом. Предотвращение замыкания электродов поляризационными цепочками из капель воды достигается снижением напряженности электрического поля за счет увеличения межэлектродного расстояния.

В Гипротюменьнефтегаз им. В. И. Муравленко В. X. Латыповым и Р. С. Юманчиковым предложен электродегидратор с системой коаксиальных электродов „стержень-цилиндр". Внешний положительный электрод выполнен из пористого токопроводящего материала, а внутренний электрод снабжен перпендикулярными к поверхности стержня иглами, которые заряжают глобулы воды и частицы, коагулирующие в зоне внешнего пористого электрода и седиментирующие в зазоре между корпусом и цилиндрическим электродом. Они предложили устройство для обезвоживания и очистки нефти от механических примесей, в котором положительный электрод выполнен в виде перфорированных дисков, а соседние диски установлены с возможностью вращения в разном направлении. Диски с налипшим слоем воды, обогащенной солями с механическими примесями, под действием потока нефти вращаются в разных направлениях вследствии специального выполнения перфорации на них. Под действием центробежных сил вода стекает с их поверхности на стенки и скапливается на дне корпуса, откуда удаляется, что исключает забивание перфораций на дисках.

В области совершенствования электродегидраторов можно выделить следующие основные направления:

1. Оптимизация электродных систем, создающих неоднородное электрическое поле.

2. Совершенствование экологичности процессов и повышение экологической безопасности путем уменьшения потребления свежей воды.

3. Повышение эффективности коалесценции турбулизацией промывочной воды и создание благоприятных гидродинамических условий, способствующих отстою воды.

4. Введение нефти в межэлектродное пространство трехэлектродных электродегидраторов и увеличение объема электрического поля для обессоливания нефти, образующих агрегатно-устойчивые трудноразрушаемые эмульсии. Возможны и две системы ввода нефти - в нижнюю зону и в межэлектродное пространство с регулированием соотношений подачи в зависимости от изменения свойств сырья.

5. Увеличение производительности электродегидраторов за счет улучшения условий осаждения капель, приводящих к увеличению концентрации капель и, следовательно, к интенсификации процесса их коалесценции.

6. Увеличение скорости истечения нефти из отверстий емкости для маточного раствора, при которой уменьшаются застойные зоны. Взаимодействие нефти с дренажной водой происходит в большей части объема, причем образуется более высокодисперсная эмульсия. Уменьшение сопротивления достигается установкой сопел, гидравлическое сопротивление которых при равной скорости истечения в 1,7--2 раза меньше и может быть рекомендовано для всех электродегидраторов.

7. Оптимизация межэлектродного расстояния с целью увеличения напряженности электрического поля и, как следствие, увеличения силы притяжения между поляризованными каплями.

8. Установка встроенных струйных смесителей, снабженных перфорированными отражателями, с площадью перфорации 5-12,5 % от площади выходного отверстия смесительного патрубка. Они работают в вертикальных электродегидраторах не менее эффективно, чем горизонтальных.

9. Использование вертикальных электродегидраторов колоколообразных электродов вместо горизонтальных решетчатых электродов, т. е. установка ряда электродов системы «коаксиальные цилиндры». Между торцом электрода и диском образуется неоднородное электрическое поле, которое более эффективно для труднообессоливаемых нефтей, а более высокая напряженность поля позволяет снизить расход промывочной воды до 1 % на нефть.

10. Использование выносных электродов электродегидраторов, так называемых электрокоалесцирующих аппаратов (электрокоалесценторов), обладающих более высокими эксплуатационными характеристиками. Этот способ пока еще не получил широкого распространения. [12, с.66]



1.6 Стабилизация нефти

В комплекс процессов подготовки нефти входит и ее стабилизация.

Стабилизация нефти осуществляется на промыслах с целью сокращения потерь от испарения при транспортировке ее до НПЗ. Кроме того, присутствие в нефти газов способствует образованию в трубопроводах газовых пробок, которые затрудняют перекачивание.

Для стабилизации промысловой нефти с малым содержанием растворенных газов применяют одноколонные установки. Двухколонные установки используют для стабилизации нефти с высоким содержанием газов (более 1,5% масс.), где вторая колонна служит для стабилизации газового бензина.

Сущность стабилизации нефти заключается в отборе от нее наиболее летучих углеводородов: пропана, бутана (депропанизация, дебутанизация), а также газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери легких фракций от испарения и снижает явления коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по всему пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающих заводов.

Получить абсолютно стабильную нефть, т. е. совершенно неспособную испаряться в атмосферу, практически невозможно. Даже при снижении общего давления ее паров ниже 200 мм вод. ст., на которое рассчитаны существующие резервуары, происходили бы потери нефти от испарения при больших и малых «дыханиях». Поэтому понятие о стабильности нефти зависит от конкретных условий: летучести нефти, схемы ее сбора, транспортирования и хранения, степени герметизации промысловых, транспортных и заводских сооружений. Возможности реализации продуктов стабилизации, экономической целесообразности проведения тех или иных мероприятий по стабилизации, а также влияния стабилизации на потенциальное содержание бензиновых фракций в нефти, направляемых на переработку.

В зависимости от конкретных условий стабилизация осуществляется различными технологическими приемами: горячей или вакуумной сепарацией, ректификацией и др. В настоящее время наибольшее распространение в промысловой подготовке нефти получила сепарация. Сепарация -- извлечение легких фракций из нефти однократным или многократным испарением при снижении давления, иногда с предварительным подогревом. Последнее мероприятие целесообразно лишь при условии, если нефть подается затем на переработку водным или железнодорожным транспортом и вблизи от сепарационных узлов находятся компрессорные станции с газоперерабатывающими заводами либо другие технологические установки, требующие подогрева нефти (обезвоживание, обессоливание).

Технологическую схему сепарационно-стабилизационных узлов можно решить по одному из трех вариантов использования широкой Фракции газа, отбираемой при сепарации из предварительно подогретой нефти:

1) однократная конденсация с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированная конденсация с последующей компрессией газового остатка;

3) ректификация газообразной широкой фракции либо ее абсорбция.

Необходимо указать, что ректификация -- намного более сложный технологический процесс, но зато обеспечивающий достижение четкого разделения углеводородов и заданной глубины стабилизации нефти.

В практике промысловой подготовки нефти, как правило, используются комплексные решения, учитывающие необходимость проведения процессов обезвоживания, обессоливания и стабилизации путем применения различных технологических приемов.[8, c.36-37]



2. Технологическая часть

2.1 Выбор и обоснование технологической схемы производства

При выборе технологической схемы производства необходимо учитывать химический состав нефти, состав и количество попутного газа, стабильность эмульсионной нефти.

Нефть Ван-Ёганского месторождения характеризуется небольшим газовым фактором до 13,94 м3/т, небольшой плотностью (0,846 г/см3), низким содержанием парафина (4,7%), смол (3,3%) и асфальтенов (0,4%).

Указанные свойства обуславливают сравнительно невысокую устойчивость газонефтяных пен и водонефтяных эмульсий, образующихся в процессе добычи и сбора продукции скважин.

Наиболее оптимальной является схема комплексной подготовки нефти, которая будет состоять из следующих стадий:

блок сепарации первой ступени со сбросом воды;

блок подогрева;

блок сепарации второй ступени;

блок электрообезвоживания и обессоливания;

конечная ступень сепарации.

Применение трехфазного сепаратора на начальном этапе подготовки нефти позволяет совместить сепарацию и отстой нефти.

...