Анализ работы установки предварительного сброса ЦДНГ-9 НГДУ "Мамонтовнефть"

1.2.2 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.

1.2.3 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, (1)

где рн - плотность нефти, кг/м3;

рв - плотность воды, кг/м3;

W - содержание воды в объёмных долях.

1.2.4 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. /5/

1.3 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./3,4/

1.4 Теоретические основы обезвоживания 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.

1.4.1 Седиментация капель воды в нефти

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 = ? а3 g ?? (2)

где а - радиус капли,

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

?? - разность значений плотности воды и нефти (?? = ?в - ?н).

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 ? ?эф а Vc (3)

где Vc - скорость седиментации (осаждения);

?эф - 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

? экв = ? (4)

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

?в= 10-3 Па - вязкость воды.

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

Vc = (5)

При ?в=1000 кг/м3 и ?нефти = 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./5/

1.5 Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий

Для предотвращения образования, а так же для разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые в отличие от природных эмульгаторов способствуют значительному снижению стойкости нефтяных эмульсий. Воздействие деэмульгатора на нефтяную эмульсию основано на том, что деэмульгатор, адсорбируясь на поверхности раздела фаз нефть - вода, вытесняет и замещает менее активные поверхностно-активные природные эмульгаторы. Природные эмульгаторы - естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде. Деэмульгаторы должны обладать большей активностью, чем эмульгаторы. Пленка, образуемая деэмульгатором, менее прочна. По мере накопления деэмульгатора на поверхности капелек воды между последними возникают силы взаимного притяжения. В результате этого мелкие диспергированные капельки воды образуют большие капли (хлопья), в которых пленки вокруг глобул воды обычно сохраняются. Процесс образования больших хлопьев из мелкодиспергированных капелек воды в результате воздействия деэмульгатора называется флоккуляцией (хлопьеобразованием). В процессе флоккуляции поверхностная пленка глобул воды становится достаточно ослабленной, происходит ее разрушение и слияние глобул воды. Процесс слияния капелек воды называется коалесценцией.

Хорошие деэмульгаторы должны обеспечивать не только сближение диспергированных капелек воды в эмульсии, но также и разрушать окружающие их пленки и способствовать коалесценции.

В большинстве нефтей присутствуют механические примеси (сульфид железа, ил, частицы глины и т. д.), частички которых собираются на поверхности раздела и способствуют упрочнению пленки, обволакивающей глобулы воды. Часто эти механические примеси являются основными веществами, составляющими материал пленки, и удаление их вместе с водой также является важной задачей при обезвоживании нефти. Деэмульгаторы обволакивают частицы механических примесей тонкой пленкой, хорошо смачиваемой водой, и такие частицы выделяются из нефти и удаляются вместе с водой.

Таким образом, реагенты, применяемые в качестве деэмульгаторов для разрушения нефтяных эмульсий, должны обладать следующими свойствами:

· способностью проникать на поверхность раздела фаз нефть--вода,

· вызывать флоккуляцию и коалесценцию глобул воды,

· хорошо смачивать поверхность механических примесей.

Такими универсальными свойствами обладает ограниченное число деэмульгаторов. Для разрушения нефтяных эмульсий предложено множество реагентов, которые имеют те или иные необходимые свойства. Деэмульгаторы обычно подразделяются на две группы: ионогенные(образующие ионы в водных растворах) и неионогенные (не образующие ионы в водных растворах).

Ионогенные, в свою очередь, могут быть подразделены на анионактивные и катионактивные в зависимости от того, какие поверхностно-активные группы они содержат -анионы или катионы.

На месторождениях и нефтеперерабатывающих заводах из ионогенных деэмульгаторов для обезвоживания и обессоливания нефтей в течение длительного времени применялся нейтрализованный черный контакт (НЧК). Однако он имеет ряд недостатков: низкое содержание поверхностно-активного вещества (в лучших сортах около 40--60% солей сульфокислот), что приводит к дорогостоящим перевозкам балласта; высокий удельный расход (0,5--3 кг/т, иногда и более); при взаимодействии НЧК с пластовой водой могут образоваться твердые осадки (гипс, гидрат окиси железа и др.)» очистка от которых аппаратов и трубопроводов связана со значительными затратами. Ионогенные деэмульгаторы способствуют также образованию эмульсий типа нефть в воде, что приводит к значительному содержанию нефти в дренажной воде. В связи с этим в настоящее время малоэффективные деэмульгаторы: НЧК (нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), которые в настоящее время для деэмульсации нефти не применяются.

Катионактивные деэмульгаторы не нашли достаточного применения из-за их низкой активности.

Наибольшее распространение в настоящее время получили неионогенные деэмульгаторы, т. е. такие, которые в водных растворах не диссоциируют на ионы. Обычно деэмульгаторы этого типа получаются присоединением окиси этилена или окиси пропилена к органическим веществам с подвижным атомом водорода. Исходным сырьем для такого синтеза могут служить органические кислоты, спирты, фенолы и др., а также окись этилена и окись пропилена.

Изменяя число присоединяемых молекул окиси этилена или пропилена, т. е. длину полиоксиэтиленовой или полиоксипропиленовой цепи, можно регулировать деэмульгирующую способность неионогенных деэмульгаторов. При удлинении оксиэтиленовой или оксипропиленовой цепи растворимость поверхностно активного вещества в воде повышается за счет увеличения гидрофильной (водорастворимой) части молекулы.

Неионогенные ПАВ в настоящее время находят самое широкое применение в процессах обезвоживания и обессоливания нефти в силу целого ряда преимуществ по сравнению с ионогенными ПАВ.

Их расход исчисляется граммами - от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Это значительно снижает стоимость транспортировки деэмульгатора и общую стоимость процессов обезвоживания и обессоливания. Неионогенные ПАВ не реагируют с солями, содержащимися в пластовой воде, и не вызывают образования осадков. При использовании неионогенных ПАВ содержание нефти в дренажной воде значительно ниже, так как эти ПАВ не способствует образованию эмульсии типа нефть в воде. Преимущества перед ионогенными: незначительный удельный расход; хорошо растворяются как в воде, так и в нефти; не реагируют с солями и кислотами, содержащимися в пластовой воде и нефти, и не дают осадков в трубах и аппаратах.

Наиболее эффективными и универсальными отечественными деэмульгаторами нефтяных эмульсий являются проксанолы 146, 186, 305, проксамин 385 и дипроксамин 157.

Проксанолы - это продукты последовательного присоединения окиси пропилена, а затем окиси этилена к гидроксильным группам пропиленгликоля:

НО-(С2Н4О )n-(СзН6О)m-(С2Н4О)n-Н

Проксамины - продукты последовательного оксипропилирования, затем оксиэтилирования этилендиамина:

H-(C2H4О)n - (C3H6 О )m (СзН6О)-(С2Н4О) -Н

NCH2CH2N

H-(C2H4 О )n-(C3H6 О )m (С3Н6О)-(С2Н4О) -Н

Проксанолы 146 и 186 при обычной температуре светло-желтые пасты, при легком нагревании переходят в вязкие жидкости, растворимые в воде, применяются в виде 2-3%-ных водных растворов.

Проксанол 305 - маслянистая жидкость светло-коричневого цвета, плотностью 1,036г/см3, слаборастворимая в воде, керосине, хорошо растворимая в спирте, толуоле и др. органических растворителях.

Дипроксамин 157 - продукт последовательного оксиэтилирования, затем оксипропилирования этилендиамина:

Н-(С3Н6О)m-(С2Н4О)n (С2Н4О)n-(С3Н6О) m -Н

NCH2CH2N

Н-(С3Н6О) m -(С2Н4О)n (С2Н4О)n-(С3НбО) m -Н

Плотность реагента 1,0286 г/см3. Он плохо растворяется в воде, хорошо растворим в ароматических углеводородах и в нефти, имеет низкую температуру застывания (-38°С).

Обычно для применения на обезвоживающих и обессоливающих установках готовят 1 -2%-ный раствор деэмульгатора. В зависимости от условий применения, особенно для разрушения высокообводнённых эмульсий, можно применять растворы других концентраций или 100%-ные деэмульгаторы.

Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим основным требованиям: хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии; иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела «нефть-вода» естественные эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды; обеспечивать достаточное снижение межфазного натяжения на границе фаз «нефть-вода» при малых расходах реагента; не коагулировать в пластовых водах; быть инертными по отношению к металлам (не корродировать их).

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

Из импортных реагентов для обезвоживания и обессоливания нефтей применяются: прогалит (Германия), дисолван 4411, сепарол 25 с ингибитором коррозии (Германия), R-11 и Х-2647 (Япония), L-1632 (США), оксайд-А (Англия) и серво- 5348 (Голандия), Кемеликс 3448 (Великобритания) и др. /6,7/

В данном проекте применяют отечественный деэмульгатор « Рекорд-118 » и другие реагенты по просьбе заказчика.

Деэмульгатор «Рекорд-118»

Продукт представляет собой раствор неионогенного ПАВ (с массовой долей (50±5)% в сольвенте нефтяном тяжелом (Нефрас А 120/200).

Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 - 3-й, ПДК в воздухе рабочей зоны - 300,0 мг/м3.

Температура самовоспламенения - 400оС (по метанолу);

Температура вспышки - 15оС;

Пределы взрываемости: нижний - 5,5 об. %; верхний - 36,6 об. %.

Плотность реагента (при 20оС) - 940-980 кг/м3.

Вязкость кинематическая (при 20 С), 30-60 мм2/с

Температура застыавания - минус 50°С.

Внешний вид - однородная жидкость от бесцветного до светло- коричневого цвета;

(Технические условия на деэмульгатор "Рекорд -118" , предназначенный для промысловой подготовке нефти).

1.6 Основные методы разрушения нефтяных эмульсий

Деэмульгирование нефтяных эмульсий лежит в основе обоих процессов подготовки нефти к переработке - её 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, 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, создать наилучшие условия для быстрого и полного отстоя крупных капель воды от нефти.

Согласно закону Стокса, скорость движения выпадающих частиц прямо пропорциональна квадрату их радиуса, разности плотностей диспергированных частиц и среды, ускорению силы тяжести и обратно пропорциональна вязкости среды, окружающей частицы. Следовательно, ускорить выпадение капелек воды можно, увеличив их размер, разность воды и нефти и уменьшив вязкость нефти.

Разность плотностей можно увеличить, повысив температуру, так как коэффициент расширения воды при температуре примерно до 100°С меньше коэффициента расширения нефти. Вязкость нефти с повышением температуры уменьшается.

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. Основным современным способом деэмульгирования и обезвоживания нефти на промыслах является термохимический отстой под давлением до 15 ат с применением эффективных реагентов - деэмульгаторов. Для обессоливания нефти, главным образом на нефтеперабатывающих заводах, применяют способ, сочетающий термохимический отстой под избыточным давлением с обработкой эмульсии в электрическом поле высокой напряженности. Широко применяется на промыслах электрический способ обезвоживания и обессоливания. Электрический способ обессоливания включает две операции:

1) введение в частично обезвоженную нефть горячей воды для растворения солей и превращения нефти в эмульсию (расход воды на промывку эмульсии 10-15% от объёма нефти);

2) разрушение образовавшейся эмульсии в электрическом поле. При этом вода, выделяющаяся из эмульсии, уносит с собой соли. Обычно при использовании этого способа остаточное содержание воды в нефти 0-2,5%; количество удаляемых из неё солей - 95% и более.

Выделение воды из эмульсии подчиняется закону Стокса. Однако основную роль в разрушении эмульсии играет не скорость выпадающих капель диспергированной фазы, а разрушение защитных плёнок глобул и соединение их в крупные капли, которые выпадают с линейной скоростью, определяемой законом Стокса. На этом основании электрический метод - разрушение эмульсии в электрическом силовом поле между электродами. Гидрофобные эмульсии, состоящие из глобул воды в нефтяной среде, разлагаются электрическим током достаточно эффективно. Это обусловлено значительно более высокой электрической проводимостью воды (да ещё содержащей соли) по сравнению с проводимостью нефти (проводимость чистой воды 4*10-8, проводимость нефти 3*10-13).

В электрическом поле постоянного напряжения все глобулы эмульсии стремятся расположиться воль силовых линий поля, так как вода имеет большую диэлектрическую постоянную, чем нефть (для нефти она равна примерно 2, для воды - около 80). Элементарные глобулы образуют между электродами водяные нити-цепочки, что вызывает увеличение проводимости эмульсии и увеличение протекающего через неё тока. Между цепочками глобул возникают свои электрические поля, ведущие к пробою и разрыву оболочек и к слиянию глобул в капли, которые начинают быстрее оседать. При помещении эмульсии в электрическое поле, созданное переменным током, скорость слияния глобул и расслоения эмульсии в 5 раз больше. Это объясняется большей вероятностью столкновения глобул при наличии переменного тока. При этом разрыв оболочек адсорбированного на глобулах эмульгатора облегчается возникающим в них натяжением и перенапряжением.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10