3.2.2 Затраты на приобретение приборов и средств автоматизации

3.2.3 Затраты на транспортировку и монтаж оборудования

3.2.4 Затраты на отладку программы

Нефтяная промышленность является очень важной отраслью суверенного Казахстана и от ее состояния зависит развитие всей экономики нашего государства.

Нефть является одним из самых важных видов сырья для многих отраслей народного хозяйства. Она служит исходным материалом для получения горюче-смазочных и синтетических материалов, многочисленных химических продуктов.

Ускорение разработки нефтяных месторождений, их эффективная эксплуатация невозможны без применения блочно-комплектного автоматизированного оборудования, и такое оборудование находит все большее применение для измерения продукции скважин, подачи химических реагентов в нефтегазосборные коллекторы, сепарации нефти от газа, отделение воды в установках подготовки нефти, для обезвоживания и обессоливания нефти в совмещённых блочных аппаратах,

Борьба с потерями нефти и газа при подготовке нефти является одной из серьёзных проблем. Снижение потерь нефти и газа достигается за счёт применения герметизированного оборудования на установках подготовки нефти, газа и воды.

Полная переработка нефти невозможна без предварительной ее подготовки. Подготовка нефти осуществляется различными способами: обессоливание, обезвоживание, сепарация, деэмульгирование и т.д.

Данная дипломная работа посвящена созданию автоматизированной системы управления процессом сепарации сырой нефти.

Автоматизация нефтяной промышленности в целом не только освобождает обслуживающий персонал от большого количества трудного и повторяющегося физического труда, но и обеспечивает работу производства с такой скоростью, точностью, надёжностью и экономичностью, которые человек своим непосредственным участием обеспечить не может.

Следует отметить, что новые законодательные акты Республики Казахстан о недрах и охране окружающей среды наряду с экономическими условиями развития нефтяной промышленности республики, стимулируют переход предприятий к ресурс экономному типу производства, обеспечению внедрения эффективных, малоотходных и безотходных технологий, создание автоматизированных или автоматических систем управления технологическими процессами на современном уровне развития науки и техники.

Установка предварительного сброса воды расположена в Атырауской области. В 15 км к востоку от площадки УПСВ проходит магистральная автодорога.

УПСВ проектной мощностью по сырью 30 000 м3/ сутки предназначена для:

- сбора водогазонефтяной эмульсии, поступающей с кустовых площадок и разведочных скважин;

- сепарации нефти;

- обезвоживания нефти;

- подготовки пластовых и других промысловых очистных сточных вод с последующей закачкой в пласт;

- внешнего транспорта нефти с месторождения на ЦПС.

- внешнего транспорта газа с месторождения на ГПЗ.

Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта.

На УПСВ происходит сепарация газа, часть которого поступает на компрессорную станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Остаточный газ поступает на факел низкого давления, где происходит его сжигание.

Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический метод с использованием деэмульгатора, отделять нефть с содержанием воды до 1%.

В связи с уменьшением объема добычи нефти на месторождении и возникшими трудностями с подготовкой нефти в НГДУ рекомендуется подготовка части нефти. Часть нефти с месторождения поступает на УПСВ-3, где происходит предварительный сброс воды (до остаточного содержания воды в нефти порядка 1-10 %). После УПСВ нефть откачивается на ЦППН НГДУ, где происходит окончательная подготовка нефти.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Технология подготовки сырой нефти

1.1.1 Современное состояние процесса сепарации сырой нефти

На каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью извлекается пластовая вода. По мере эксплуатации месторождения содержание воды в нефти постепенно возрастает.

Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсии повышается. Это является одной из причин того, что необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на месторождениях.

Второй наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах его добычи является высокая стоимость транспорта балласта-пластовой воды. Транспорт обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 15 транспортные расходы возрастают в среднем на 3-5% при каждой перекачке. /1/

Добывающая из скважин нефть, как правило, имеет в своем составе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли - хлористый натрий NaCl, хлористый кальций СаСl2, хлористый магний MgCl2, причем часто в больших количествах (200 тыс. мг/л воды и более), механические примеси. Эти соли придают водонефтяной смеси довольно высокую коррозионную активность и затрудняют таким образом ее транспортирование и последующую переработку. Механические примеси и соли легко отлагаются с суженных местах, местах поворотов, изгибов, сужая живое сечение трубок и ухудшая процесс теплопередачи в теплообменном оборудовании. Примеси и соли тяжёлых нефтей концентрируются в тяжёлом остатке переработки нефти, ухудшая их качество. В состав нефтей входят также различные газы органического (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н10) и неорганического (сероводород H2S, углекислый газ СО2 и гелий Не) происхождения.

В связи с изложенным, возникает необходимость отделения от нефти пластовой воды и солей в промысловых условиях. Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов. При обезвоживании нефти на месторождениях из нее удаляется основная масса воды, солей и механических примесей, и нефтепроводным управлениям нефть сдается с содержанием воды, как правило, не выше 1-2 %. Но эта норма не остается неизменной и имеется тенденция к ее снижению до 0,5 % , что экономически и технологически более целесообразно.

При обезвоживании нефти на месторождениях - лишь первый этап ее подготовки к переработке. Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают.

При извлечении нефти и пластовой воды на поверхность они неизбежно перемешиваются, образуя при этом эмульсию. Свойства нефтяных эмульсий, их стойкость в значительной мере зависят от способа добычи нефти и условий эксплуатации нефтяного месторождения.

Содержание воды, солей и механических примесей в нефти важно знать также для определения количества чистой нефти при передачи ее товаротранспортным организациям. /2/

Нормами подготовки нефти на промыслах, поступающей в магистральный трубопровод, установлен по ГОСТу РК 51858-2002 , который приведён в табл. 1.

Таблица 1 Физико-химические свойства товарной нефти

1.1.2 Описание технологии подготовки нефти

Дегазация нефти. Нефть, добываемая из земных недр, как правило, содержит газ, называемый попутным. На каждую тонну добытой нефти приходится 50-100 м3 попутного газа. Перед транспортировкой нефти газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа от нефти - дегазация проводится с помощью сепаратора, работа которого описана ниже.

В условиях нефтяного пласта при высоком давлении газы растворены. При подъеме нефти на земную поверхность давление падает и растворенный газ выделяется. Важно в этот момент уловить его.

Нефтяные эмульсии и их классификация. Под нефтяными эмульсиями будем понимать механическую смесь нефти и пластовой воды, количественное соотношение которых в процессе разработки месторождения может изменяться в широких пределах.

В пластовых условиях нефтяные эмульсии не образуются. Образование эмульсий происходит в скважине, причем интенсивность образования их в глубинно-насосных, компрессорных и фонтанных скважинах неодинакова.

Установлено, что на границе двух жидкостей величина поверхностного натяжения всегда меньше, чем наибольшее из поверхностных натяжений этих жидкостей на границе с воздухом. Установлено также, что поверхностное натяжение уменьшается с ростом температуры вследствие ослабления сил молекулярного притяжения, обусловленного увеличением среднего расстояния между молекулами.

В эмульсиях вообще и в нефтяных в частности принято различать две фазы -- внутреннюю и внешнюю. Жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости, называют дисперсионной средой (внешней, сплошной), а жидкость, размещенную в виде мелких капель в дисперсионной среде, -- дисперсной фазой (внутренней, разобщенной).

По характеру дисперсной фазы и дисперсионной среды различают эмульсии двух типов: прямого типа, когда неполярная жидкость (нефть) размещается в виде мелких капель в полярной жидкости (воде), и обратного типа -- когда полярная жидкость (вода) размещается в виде мелких глобул в неполярной жидкости (нефти). Эмульсии прямого типа называются нефтеводяными эмульсиями, а эмульсии обратного типа - водонефтяными.

Тип эмульсий обычно устанавливают при определении свойств ее дисперсионной среды. В нефтеводяных эмульсиях внешней фазой является вода, и поэтому они смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокой электропроводностью, в то время как водонефтяные эмульсии смешиваются только с углеводородной жидкостью и не обладают заметной электропроводностью. Установлено, что тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов нефти и воды, и дисперсионной средой (внешней) обычно стремится стать та жидкость, объем которой больше. Эмульгаторы, обладающие гидрофобными свойствами (т. е. растворимые в нефти), образуют водонефтяную эмульсию, а гидрофильные (т. е. растворимые в воде) эмульгаторы - нефтеводяную эмульсию. Нефтеводяные эмульсии содержат невысокий процент нефти и в промысловых условиях встречаются сравнительно редко.

В промысловых условиях о количестве содержащейся воды в эмульсиях судят обычно по их цвету: эмульсии, содержащие до 10% воды, по цвету практически не отличаются от чистой безводной нефти; эмульсии, содержащие от 15 до 20% воды, изменяют цвет от коричневого до желтого и, наконец, эмульсии, содержащие свыше - 25% воды,-- желтые.

Влияние состава нефти и пластовой воды на образование эмульсий. Несмотря на то, что почти все нефти -- как с высокой, так и с низкой плотностью парафиновые, нафтеновые или смешанные -- образуют эмульсии при определенных условиях, способность их к эмульгированию далеко не одинакова. Способность нефтей к образованию эмульсий зависит в большой степени от изменения свойств эмульгаторов и их особенностей. Огромную роль в образовании эмульсий играют также свойства пластовой воды: наличие в них растворенных солей, кислот и мелкодисперсных механических примесей. Парафиновые нефти в противоположность нафтеновым не так склонны к образованию эмульсий даже при интенсивном перемешивании, тогда как нафтеновые нефти могут легко образовывать стойкие эмульсии. В нефтях, содержащих эмульгаторы, к которым относятся нафтеновые кислоты, низкомолекулярные смолы, асфальтены и парафин, водонефтяные эмульсии образуются исключительно легко. Нефти, не содержащие эмульгаторов, и пластовые воды, не содержащие солей и кислот, не образуют устойчивых эмульсий.

Физико-химические свойства нефтяных эмульсий. Нефтяные эмульсии характеризуются следующими основными физико-химическими свойствами: дисперсностью, вязкостью, плотностью и электрическими свойствами. Кратко остановимся на этих свойствах эмульсий.

1) Дисперсность эмульсий. Под дисперсностью эмульсий принято понимать степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность является основной характеристикой эмульсий, определяющей их свойства. Дисперсность эмульсий может характеризоваться тремя величинами: либо диаметром капелек d, либо обратной величиной диаметра капельки D = 1/d, называемой обычно дисперсностью, либо удельной межфазной поверхностью, т. е. отношением суммарной поверхности частиц к общему их объему. Все эти величины взаимосвязаны.

Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях могут быть самыми разнообразными и колебаться в пределах от 0,1 до 100 мк *(10-6 - 10-2 см). 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.

2) Вязкость эмульсий. Вязкость нефтяных зависит от следующих основных факторов: 1) вязкости самой нефти; 2) температуры, при которой получается эмульсия; 3) количества содержащейся воды в нефти; 4) степени дисперсности, или диаметра капель дисперсной фазы в дисперсионной среде.

На рисунке 1 приведены примерные кривые зависимости кажущейся вязкости нефтяных эмульсий от содержания воды в нефти и исходной температуры образования эмульсий. Анализ этих кривых показывает, что кажущаяся вязкость нефтяных эмульсий в значительной мере зависит от содержания воды в нефти. Увеличение содержания воды в нефтяной эмульсии до определенного предела приводит к увеличению кажущейся вязкости эмульсии.

На рисунке 1 левая часть кривых соответствует водонефтяным эмульсиям, внешней фазой которых является нефть, а правая часть -- нефтеводяным эмульсиям, внешней фазой которых является вода.

Рисунок 1.1. Зависимость кажущейся вязкости эмульсии от процентного содержания воды в нефти и исходной температуры смешения

3) Плотность эмульсий. Плотность эмульсий определяется сравнительно легко методами, принятыми для жидкостей. Зная плотность нефти и пластовой воды, образующих эмульсию, и их процентное содержание, плотность эмульсии можно подсчитать по следующей формуле:

э

где э, в, н -- соответственно плотность эмульсии, воды и нефти;
q - содержание воды и растворенных солей в эмульсии в массовых процентах.

4) Электрические свойства эмульсии. Нефть и вода в чистом виде являются хорошими диэлектриками -- проводимость первой колеблется от 10-10 до 10-15 (ом·см)-1, а проводимость второй -- от 10-7 до 10-8 (ом·см)-1. Однако даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводность ее увеличивается в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью ее дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот. Экспериментально установлено, что в нефтяных эмульсиях, помещенных в электрическое поле, капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводности этих эмульсий. Явление это объясняется тем, что капельки воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти.

Свойство капелек воды располагаться в эмульсиях вдоль силовых линий электрического поля и послужило основной причиной использования этого поля для разрушения нефтяных эмульсий.

Устойчивость нефтяных эмульсий и их “старение”. Самым важным показателем для нефтяных эмульсий является их устойчивость, т. е. способность в течение определенного времени; не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.

На устойчивость нефтяных эмульсий большое влияние оказывают следующие факторы: 1) дисперсность системы; 2) физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбционные защитные оболочки; 3) наличие на глобулах дисперсной фазы двойного электрического заряда; 4) температура смешивающихся жидкостей и 5) рН эмульгированной пластовой воды. Кратко остановимся на этих факторах.

По дисперсности нефтяные эмульсии подразделяются на: мелкодисперсные с размером капель воды от 0,2 до 20 мк; средней дисперсности, содержащие водяные капли размерами от 20 до 50 мк; грубодисперсные -- с каплями воды размером от 50 до 100 мк. В нефтяных эмульсиях практически содержатся водяные капли, соответствующие всем трем видам. Такие эмульсии, как говорилось выше, называются полидисперсными.

Чем выше дисперсность эмульсии, тем устойчивее последняя при всех прочих равных условиях. Однако вследствие огромного увеличения поверхности раздела S между двумя жидкостями система, полученная диспергированием, приобретает большой запас свободной поверхностной энергии F, определяемой формулой

F=у·S

где у -- свободная энергия единицы поверхности; S -- суммарная площадь поверхности раздела, и становится термодинамически неустойчивой.

Такая система будет стремиться самопроизвольно перейти в устойчивое состояние путем уменьшения запаса свободной поверхностной энергии F, что в свою очередь может осуществляться двояким путем: или за счет уменьшения площади S, или за счет уменьшения поверхностного натяжения у.

На устойчивость эмульсий большое влияние оказывают стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами, образующими на поверхности капель адсорбционные защитные оболочки, препятствующие слиянию этих капель. В образовании адсорбционных оболочек принимают участие вещества с высокой поверхностной активностью, такие как асфальтены, нафтены, смолы, парафин, комплексы металлов (ванадий, никель, цинк, литий, железо, титан) и тонкодисперсные неорганические вещества, состоящие из глины, леска и горных пород, содержащиеся как в нефти, так и в пластовой воде. Эмульгирующее действие твердых веществ связано со смачиваемостью порошка-эмульгатора водой или нефтью. Гидрофильные эмульгаторы (глина, мел, гипс) стабилизируют нефтеводяную эмульсию, а гидрофобные -- водонефтяную.

На рисунке1.2, а показана ориентация гидрофильного эмульгатора в эмульсиях обоих типов.

Устойчивость нефтяных эмульсий в большой степени зависит также от электрического заряда на поверхности частиц (глобул), образующегося в водной среде двойной электрический слой, защищающий частицы эмульсии от слипания подобно адсорбционным оболочкам. Происхождение двойного электрического заряда на границе раздела фаз объясняется следующим образом. В гомогенной однородной фазе при равновесных условиях потенциал любого компонента имеет постоянную величину во всем объеме. Вместе с тем электрический потенциал для данного компонента в разных фазах имеет различную величину. Поэтому при соприкосновении двух различных фаз, и особенно при их относительном движении на границе раздела происходит переход электрических зарядов из фазы с более высоким значением электрического потенциала в фазу с меньшей его величиной. Переход этот приводит к образованию заряда в одной фазе и равного, но противоположного заряда в другой.

Рисунок 1.2. Схемы поверхностных явлений в нефтяных эмульсиях.

а - ориентация гидрофильного эмульгатора на поверхности раздела жидкостей в двух типах эмульсий: 1- водонефтяные эмульсии и 2- нефтеводяные эмульсии; б - схема двойного электрического слоя в нефтяной эмульсии

Эти противоположные заряды, благодаря взаимному притяжению остаются на границе раздела, образуя двойной электрический слой. На рисунке 1.2, б показана схема двойного электрического слоя. Частицы, имеющие на своей поверхности одинаковые заряды, будут взаимно отталкиваться.

Устойчивость нефтяных эмульсий зависит от температуры: при повышении температуры устойчивость эмульсии понижается. При повышении температуры эмульсии механическая прочность адсорбционных оболочек, особенно содержащих парафин и церезин, снижается до нуля, в результате чего происходит слияние капель и разрушение эмульсий; при понижении же температуры таких эмульсий механическая прочность адсорбционных оболочек повышается, что влечет за собой и соответствующее повышение стойкости эмульсий.

Величина рН пластовой воды также оказывает существенное влияние на стойкость нефтяных эмульсий. Влияние водородного фактора рН сказывается на упругих свойствах поверхностных, причем степень воздействия его на различные нефти неодинакова. С увеличением рН снижаются реологические свойства поверхностных слоев на границе нефть -- вода, что влечет за собой расслоение эмульсии. Увеличение рН обычно достигается введением в эмульсию щелочи, способствующей снижению механических свойств бронированных оболочек и как следствие разложению эмульсии на нефть и воду.

Адсорбция диспергированных эмульгаторов на водонефтяной поверхности и утолщение межфазного бронированного слоя на этой поверхности всегда протекают во времени, поэтому водонефтяная эмульсия со временем становится более устойчивой, т. е. происходит ее “старение”. Старение нефтяных эмульсий в начальный период происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. Старение нефтяных эмульсий имеет большое практическое значение, так как свежие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее, чем подвергшиеся старению.

1.2 Образование эмульсий и их классификация

Вода в нефти появляется в результате поступления к скважине пластовой воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания давления. При движении нефти и пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их взаимное перемешивание и дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии.

Эмульсии представляют собой дисперсные системы двух жидкостей, не растворимых или малорастворимых друг в друге, находящихся во взвешенном состоянии в виде мелких капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, называются дисперсной средой, а вторая жидкость, распределенная в дисперсной среде, - дисперсной фазой.

При образовании эмульсии увеличивается поверхность дисперсной фазы, поэтому для осуществления процесса эмульгирования должна быть затрачена определенная работа, которая концентрируется на поверхности раздела фаз в виде свободной поверхностной энергии. Энергия, затраченная на образование единицы межфазной поверхности, называется поверхностным (межфазным) натяжением. Глобулы дисперсной фазы имеют сферическую форму, т.к. такая форма имеет наименьшую поверхность и наименьшую свободную энергию для данного объема. Форму шара можно исказить лишь сила тяжести или сила электрического поля.

Свободная энергия капель дисперсной фазы способствует их слиянию (коалесценции), но помехой этому в устойчивых эмульсиях являются стабилизаторы эмульсии.

Растворимые в воде (гидрофильные), эмульгаторы способствуют образованию эмульсий - вода в нефти. Последний тип, чаще всего встречается в промысловой практике. К гидрофильным относятся такие поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин, белковые вещества. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах смолы, известковые мыла, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, песка, окислов металлов, легче смачиваемые нефтью, чем водой. Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующего образованию эмульсии противоположного типа, облегчает её расслоение. От концентрации эмульгаторов-стабилизаторов эмульсии в нефти и их состава главным образом зависит устойчивость образующихся нефтяных эмульсий. Установлено, что устойчивость, возрастает с увеличением концентрации стабилизаторов до насыщения адсорбционного слоя или, до достижения оптимальных структурно-механических свойств слоя. Стабилизаторы входят в контакт друг с другом и с нефтяной и водной фазами, образуют механически прочные защитные плёнки, препятствующие процессу коалесценции капель воды в нефти. Состав весьма разнообразен. Сюда входят асфальтены, смолы нафтеновых кислот и тяжелых металлов, парафины, церезины, тонкодисперсные неорганические вещества, состоящие из глины, песка и горных пород.

По характеру дисперсной фазы и дисперсной среды различают эмульсии двух типов:

первые эмульсии прямого типа - неполярная жидкость в полярной, когда нефть размещается в виде мелких капель в воде (Н/В); и вторые обратного типа - эмульсии полярной жидкости в неполярной, когда вода размещается в виде мелких капелек в нефти (В/Н).

В эмульсиях типа Н/В внешней фазой является вода, и поэтому они смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокой электропроводностью, а эмульсии типа Н/В смешиваются только с углеводородной жидкостью и имеют низкую электропроводность.

1.3 Физико-химические свойства нефтяных эмульсий

1.3.1 Дисперсность эмульсий

Для правильного выбора метода разрушения нефтяных эмульсий важно знание их основных физико-химических свойств.

Дисперсность эмульсий - это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде. Дисперсность является основной характеристикой эмульсий определяющей их свойства.

Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях изменяются от 0,1 до 100 мкм (10-5 -10-2 см).

Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капелек различного диаметра, - полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы различных размеров. Размер капель воды в эмульсии обычно обратно пропорционален количеству затраченной энергии, и чем больше этой энергии, тем меньше диаметр капель, следовательно, больше их суммарная удельная поверхность.

1.3.2 Вязкость эмульсии

Вязкость эмульсии зависит от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия механических примесей. Вязкость нефтяных эмульсий не обладает аддитивным свойством, т.е. вязкость эмульсии не равна сумме вязкости воды и нефти.

С увеличением обводнённости до определённого значения вязкость эмульсии возрастает и достигает максимума при критической обводнённости, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении обводнённости вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обводнения называется точкой инверсии, при которой происходит обращение фаз, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В. Значение точки инверсии для разных месторождений колеблется от 0,5 до 0,95 г.

1.3.3 Плотность эмульсии

Плотность эмульсии можно рассчитать, если известны плотность нефти и воды и их содержание в эмульсии, по следующей формуле:

рэ = рH(1-W) + рBW,

где рн - плотность нефти, кг/м3;

рв - плотность воды, кг/м3;

W - содержание воды в объёмных долях.

1.3.4 Электрические свойства эмульсии

Нефть и вода, взятые в чистом виде, хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется от 0,5 10-6 до 0,5 10-7 Ом м-1, пластовой воды - от 10-1 до 10 Ом м-1. Даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводность увеличивается в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью её дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот.

В нефтяных эмульсиях, помещённых в электрическое поле, капельки воды располагаются вдоль его силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводности этих эмульсий. Это объясняется тем, что капельки чистой воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую проницаемость, чем капельки нефти.

Свойства капелек воды располагаться в эмульсиях вдоль силовых линий электрического поля и послужило основной причиной использования этого метода для разрушения нефтяных эмульсий.

Температура эмульсии

Чем выше температура, чем меньше вязкость нефти, тем менее устойчива эмульсия. Это особенно заметно для парафинистых нефтей. С понижением температуры частицы парафина выделяются, легко адсорбируясь на поверхности водяных капель, стойкость эмульсии повышается. Этим объясняется резкое увеличение устойчивости эмульсии на многих нефтяных месторождениях зимой.

1.3.5 Устойчивость нефтяных эмульсий и их "старение"

Важным показателем для нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду.

На устойчивость нефтяных эмульсий влияют; дисперсность системы, физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбционные защитные оболочки, наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического заряда, температура и время существования эмульсии.

По дисперсности нефтяные эмульсии делятся на мелкодисперсные с размером капель воды от 0,2 до 20 мкм, среднедисперсные, содержащие капли размером от 20 до 50мкм; грубодисперсные - с каплями воды размером от 50 до 100 мкм. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии.

На устойчивость эмульсий огромное влияние оказывают стабилизирующие вещества (естественные ПАВ), называемые эмульгаторами.

Устойчивость зависит также от заряда на поверхности капель воды, образующего за счёт их движения двойной электрический слой, защищающий эти капли от слипания подобно адсорбционным оболочками. Капли, имеющие на своей поверхности одинаковые заряды, будут взаимно отталкиваться.

Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия.

Эмульсии способны "стареть", т.е. повышать свою устойчивость со временем. Процесс «старения» нефтяных эмульсий в начальный период происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению и поэтому обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо проводить на промыслах.

1.4 Теоретические основы обезвоживания нефти

1.4.1 Седиментация капель воды в нефти

Электронно-ионные технологии применяются при обезвоживании сырой нефти и нефтепродуктов. Вода в нефть попадает при добыче нефти из нефтяных скважин, а также в ходе технологических процессов переработки нефти в нефтепродукты. Для обеспечения высокого качества нефтепродуктов необходимо в ходе технологического процесса обезвоживания вывести в максимально доступном количестве соли и воду из нефти.

Удаление воды из нефти может происходить в результате организации направленного движения капель воды из объема нефти.

Первым направлением является использование седиментации капель воды. Иными словами, в процессе отстоя капли воды под действием силы тяжести осаждаются на дно резервуара.

Второе направление - зарядка и организация движения частиц воды в электрическом поле таким образом, чтобы капли воды ушли за пределы объема нефти.

Капельки воды могут под действием сил электрического поля собираться на электродах или специальных пористых перегородках и стекать на дно сосудов. Удаление воды со дна резервуара производится путем слива.

Удаление воды из нефти основано на том, что вода имеет большую плотность, чем нефть, и в процессе отстоя капли воды падают на дно резервуара. Нефть всплывает и остается в верхней части резервуара. Эффективность процесса удаления воды из объема нефти зависит от вязкости нефти. Вязкость определяется температурой, и, чем выше температура, тем меньше вязкость и больше скорость седиментации. Также скорость процесса зависит в значительной мере от размера капель воды: чем больше радиус капли, тем выше скорость оседания капель.

Установившаяся скорость оседания капель воды в нефти определяется из условия равенства внешней силы F, действующей на каплю, силе сопротивления среды движению капли. Внешняя сила, действующая на каплю, находящуюся в нефти, равна разности между силой тяжести и архимедовой силой (силой плавучести)

Fвн = р а3 g Дс

где а - радиус капли,

g = 9,8 м/с2 - ускорение свободного падения,

Дс - разность значений плотности воды и нефти (Дс = св - сн).

В силу большой вязкости нефти и малых размеров капель воды их осаждение происходит в пределах стоксовского диапазона числа Рейнольдса (Rе ? 0,5) и сила сопротивления среды определяется по формуле Стокса

Fс = 6 р мэф а Vc

где Vc - скорость седиментации (осаждения);

мэф - эффективная вязкость среды.

Эффективная вязкость в формуле (3) отличается от вязкости среды (нефти) из-за того, что движение капли относительно нефти вызывает циркуляцию воды в капле и это приводит к некоторому уменьшению сопротивления среды по сравнению с движением твердой сферической частицы. Тогда

М экв = м

где м = (1ч10)·10-2 Па - вязкость нефти в зависимости от ее сорта;

мв= 10-3 Па - вязкость воды.

Приравнивая (2) и (3), получим выражение для скорости седиментации

Vc =

При св=1000 кг/м3 и снефти = 850 кг/м3 получим скорость седиментации равной

Vc=5·104a2.

Таким образом, скорость осаждения капель в нефти растет пропорционально квадрату радиуса капель.

1.4.2 Процессы укрупнения капель воды

Процессы укрупнения капель воды в нефти играют очень важную роль, так как приводят к существенному возрастанию скорости седиментации. Процесс слияния капель воды, или коалесценция, может происходить в результате соударения частиц разного размера при седиментации, при взаимодействии поляризованных частиц в электрическом поле или при соударении частиц, участвующих в турбулизированном движении среды.

Число соударений при седиментации растет при увеличении относительной скорости сближения частиц. Как следует из (5)

Vотн = а21- а22

где а1 и а2 - соответственно радиусы взаимодействующих частиц.

Таким образом ясно, что эффективность коалесценции растет с увеличением радиуса частиц при одновременном увеличении различия в их размере.

На процесс слияния капель воды при столкновении оказывает влияние слоя нефти, который препятствует этому слиянию.

Разрушение тонкого слоя нефти на поверхности капли обеспечивается воздействием химическими веществами - деэмульгаторами. Действие деэмульгатора приводит к снижению сил поверхностного натяжения и, таким образом, облегчает их слияние.

Основным недостатком процесса удаления влаги за счет седиментации являются:

1. Большая длительность процесса седиментации.

2. Необходимость содержания больших объемов нефти в специальных отстойниках.

1.4.3 Обоснование необходимости обезвоживания нефти

Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Как было сказано выше, пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсий повышается. Это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на месторождениях.

Второй, наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах ее добычи является высокая стоимость транспорта балласта--пластовой воды. Транспорт обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти.

Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов.

При обезвоживании нефти из нее удаляется основная масса воды, солей и механических примесей, и нефтепроводным управлениям нефть сдается с содержанием воды, как правило, не выше 1-2%. Но эта норма не остается неизменной и имеется тенденция к ее снижению до 0,5%, что экономически и технологически более целесообразно.

Деэмульгаторы для разложения нефтяных эмульсий. Деэмульгаторы -- поверхностно-активные вещества изготовляются на заводах и применяются для разрушения эмульсий. Существует несколько представлений о механизме действия деэмульгаторов, однако считается, что, обладая большей поверхностной активностью, чем эмульгаторы, деэмульгаторы вытесняют их (эмульгаторы) с поверхностного слоя глобул воды. Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, не обладающий структурно-механической прочностью, в результате чего капельки воды сливаются при столкновении в более крупные капли и оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность “бронированного” слоя и тем интенсивнее происходит разрушение эмульсии.

Под эффективностью деэмульгаторов понимают их деэмульсационную способность, которая характеризуется их расходом, качеством подготовленной нефти (содержанием в ней остаточных хлористых солей, воды и механических примесей), а также минимальной температурой и продолжительностью, отстоя нефти. При оценке эффективности деэмульгатора необходимо принимать во внимание также чистоту выделенной при деэмульгировании воды (т. е. содержание в ней нефти) и возможность повторного образования эмульсии. Эффективность деэмульгаторов испытывают на идентичных образцах эмульсий, которые должны готовиться из безводной нефти и пластовой воды одного и того же месторождения.

В нефтяные эмульсии деэмульгаторы могут вводиться как в высококонцентрированном, так и в разбавленном состоянии. Более эффективный процесс разложения эмульсий происходит тогда, когда деэмульгатор разбавлен, вводится в эмульсию в мелкодисперсном состоянии и интенсивно перемешивается с ней.

Классификация деэмульгаторов. Деэмульгаторы, применяемые с целью разрушения нефтяных эмульсий, делятся на две большие группы: ионогенные и неионогенные, т. е. диссоциирующие и не диссоциирующие на ионы в водных растворах. Представителями первой группы являются малоэффективные деэмульгаторы НЧК (нейтрализованный черный контакт), НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), которые в настоящее время для деэмульсации нефти не применяются.

К неионогеновым малорастворимым деэмульгаторам относятся: сепорол 508Ч, дисолван 4490, прохинор GR, Вискок-3, водорастворимые R-11, Х-2647, L-1632, Доуфакс, сепорол 29, серво и др.

Неионогенные деэмульгаторы имеют ряд преимуществ перед ионогенными, и в частности перед НЧК. Преимущества эти следующие:

1) незначительный удельный расход (для дисолвана-4490--20-30 г н 1 т эмульсии при ее температуре 50-60°С; обводненность нефти достигает 1 %);

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

3) стоимость неионогенных поверхностно-активных веществ в 40--60 раз выше стоимости НЧК, а расход их в сотни раз меньше, чем НЧК.

Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1) хорошо растворяются в одной из фаз эмульсии (нефти или воде);

2) иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела “нефть--вода” естественные эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды;

3) обеспечивать максимальное снижение межфазного натяжения на границе фаз “нефть--вода” при малых расходах реагента;

4) не коагулировать в пластовых водах;

5) быть инертными по отношению к металлам.

Одновременно с этим деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не изменяя своих свойств при 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 полностью удовлетворяют большинству этих требований. Однако большинство неионогенных деэмульгаторов обладают токсичностью и относятся к опасным веществам. Поэтому они должны хранится в специальных помещениях под замком.

Способы разрушения нефтяных эмульсий. Механизм разрушения нефтяных эмульсий состоит из нескольких стадий:

1. Столкновение глобул (частиц) воды;

2. Слияние глобул более крупных капель;

3. Выпадение капель.

Для того чтобы разрушить эмульсии, в промышленной практике применяются следующие процессы:

- Механические - фильтрование, обработка ультразвуком;

- Термические - подогрев и отстаивание нефти от воды, промывка горячей водой;

- Электрические - обработка в электрическом поле переменного и постоянного тока;

- Химические - обработка различными деэмульгаторами.

Наиболее распространенными методами деэмульсации нефти на нефтяных промыслах являются термохимические. Более 80% все добываемой нефти обрабатывается на автоматизированных блочных термохимических установках. Основными достоинствами этих установок являются низкая чувствительность режима работы при широком изменение содержания воды в нефти, возможность быстрого монтажа их. Рассматриваемый в данном проекте аппарат является термохимической установкой, который, в свою очередь входит в установку подготовки нефти.

Технология установки подготовки нефти - подогревателя - деэмульсатора. Подогреватель-деэмульсатор является основным аппаратом установок по обезвоживанию нефти на месторождениях.

Таблица 1.1 Краткая характеристика горизонтального подогревателя - деэмульсатора

Автоматическая деэмульсионная установка “Тайфун” состоит из блоков сепарационного, деэмульсационного и местной автоматики. В качестве сепарационного блока используется вертикальный сепаратор с гидроциклонной головкой. Блок деэмульсации собран в горизонтальной емкости диметром 3,5 м и длиной 22,5м, устанавливаемую с помощью опор на металлических санях. Внутри емкость разделена перегородками на отсеки: нагревательный II , отстойный III, нефте- и водосборный IV и V.

В нагревательном отсеке размещаются распределитель-маточник 1 и две U-образные жаровые трубы 2 с газовыми горелками 3.

В отстойном отсеке находится емкость для хранения химреагента 4 и расходомер. Расходомер располагается на перегородке между отстойным и нефтесборным отсеками.

Нефтесборный отсек отделен от водосборного отсека продольной перегородкой и оборудуется регулятором уровня, связанный с линией сбора обезвоженной нефти.

Водосборный отсек оборудуется переливной регулируемой трубой 5, с помощью которой, также регулятора уровня поддерживается необходимый уровень раздела нефть-вода в отстойном отсеке.

На раме технологической емкости устанавливаются дозировочный насос 7 и циркуляционный насос 8.

Блок местной автоматики представляет собой комплекс приборов и регуляторов, заключенных в металлический шкаф. Производительность установки (400т/сут).

Принцип работы. состоит в следующем: Нефтегазовая смесь из нефтесборного коллектора поступает в вертикальный гидроциклонный сепаратор I , где жидкая фаза отделяется от газа. Основное количество газа из сепаратора направляется в газосборный коллектор, а часть газа, пройдя осушитель 9, поступает к горелкам 3 установки.

Водонефтяная эмульсия из сепаратора I по вертикально трубе направляется вниз в нагревательный отсек, отсюда, пройдя распределитель-маточник 1, движется вертикально вверх. В нагревательный отсек подаётся доза химического реагента. Эмульсия, разбитая перфорированным распределителем на множество мелких потоков, проходит вертикальным противотоком через слой горячей промывочной воды. При этом глобулы воды из эмульсии поглощаются водой. Далее эмульсия и выделившаяся вода поступают в отстойный отсек, где происходит гравитационный отстой воды, где окончательно отделяется вода. Обезвоженная нефть из отстойного отсека направляется в нефтесборный отсек, откуда переливается в резервуар товарной нефти. Отделившаяся вода с низа отстойной секции поступает в переливную трубу 5 и далее в водосборный отсек, откуда направляется на установку очистки воды для подготовки ее к закачке в нефтяные пласты.

Деэмульгатор подаётся при помощи дозировочного насоса 7 непосредственно на приём циркуляционного насоса 8. Циркуляционный насос обвязан так, что он может перекачивать горячую отделившуюся от нефти воду с некоторым остаточным содержанием реагента непосредственно в приёмный коллектор установки. Такая последовательная работа двух насосов позволяет регулировать подачу на установку реагента необходимой концентрации и одновременно создаёт условия для хорошего перемешивания его с поступающей продукцией.

Автоматическое регулирование уровня нефти и воды в соответствующих отсеках осуществляется при помощи регуляторов уровня. Положение раздела фаз нефть-вода в отстойном отсеке контролируется при помощи регулируемой переливной трубы 5. Для контроля уровня реагента в ёмкости 4 установлен электронный индикатор уровня. Заданная температура жидкости в нагревательном отсеке поддерживается с помощью регулятора температуры, который изменяет количество газа, поступающего к горелкам топочного устройства. На газовой обвязке горелок предусмотрена установка регулятора давления и запорного соленоидного клапана для прекращения подачи газа в горелки при аварийных ситуациях.

Количество обезвоженной нефти непрерывно замеряется при помощи щелевого расходомера. В качестве датчика используется датчик гидростатического давления типа ДГД, который посылает непрерывные электрические сигналы, пропорциональные мгновенному значению объема жидкости, проходящей через измерительную щель. Электрические сигналы от датчика типа ДГД поступают к регистрирующим приборам, размещенным на щите оператора. Здесь эти сигналы преобразуются в единицы массы, и суммирующий механизм выдает сведения о производительности установки в тоннах за любой промежуток времени.

На установке имеется аварийная сигнализация о превышении допустимой температуры в нагревательном отсеке или превышении допустимого давления в технологической ёмкости. В верхней части технологической ёмкости установлен предохранительный клапан.

Управление насосами 7 и 8 в системе подачи реагента также ведется блока местной автоматики с дублированием управления вручную на самом технологическом блоке.

Так как подогреватель - деэмульсатор оснащен вертикальным сепаратором, то рассмотрим его работу более подробно.