Нефтяных эмульсий.

Для разрушения нефтяных эмульсий применяют деэмульгаторы - ПАВ, обладающие большей активностью, чем эмульгаторы.

Основное назначение деэмульгаторов - вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы - естественные ПАВ, содежащиеся в нефти и воде. Деэмульгатор образует гидрофильный слой, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные капли и оседают.

Под эффективностью деэмульгаторов понимают их деэмульсационную способность, которая характеризуется их расходом, качеством подготовленной нефти (содержанием в ней хлористых солей, воды и механических примесей), а также минимальной температурой и продолжительностью отстоя нефти.

Вопрос 5.13: Классификация деэмульгаторов

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

К первой группе относятся малоэффективные деэмульгаторы НЧК (нейтрализованный черный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), применявшиеся ранее для подготовки нефти и имеющие следующие недостатки:

1) при взаимодействии с пластовой водой образуют твердые вещества, выпадающие в осадок;

2) являются эмульгаторами для эмульсий типа нефть в воде;

3) имеют большой удельный расход (0, 5-3 кг/т).

Неионогенные деэмульгаторы синтезируют на основе продуктов реакции окиси этилена со спиртами, жирными кислотами и алкилфенолами. Преимущества:

1) не взаимодействуют с растворенными в пластовой воде солями металлов;

2) не образуют твердых осадков;

3) имеют незначительный удельный расход (5-50 г/т);

4) хорошо растворяются в воде и нефти;

5) имеют меньшую стоимость.

К неионогенным деэмульгаторам относятся: проксанол, проксамин, дипроксамин, сепорол, дисолван.

Вопрос 5.14: Требования, предъявляемые к деэмульгаторам.

1. Хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в нефти или воде);

2. иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела " нефть-вода" естественные эмульгаторы;

3. обеспечивать максимальное снижение межфазного натяжения на границе фаз " нефть-вода" при малых расходах реагента;

4. быть инертными по отношению к металлам;

5. быть дешевыми;

6. быть транспортабельными;

7. не изменять своих свойств при изменении температуры;

8. не ухудшать качества нефти после обработки;

9. обладать универсальностью, то есть разрушать эмульсии различных нефтей и вод.

Вопрос 5.16: Термохимические установки обезвоживания нефти.

Рис. 30 Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти.

нагрева в группу теплообменников 4, а затем попадает в деэмульсатор (печь) 5. Из деэмульсатора нагретая до 60 °С нефтеводяная смесь сначала проходит межтрубное пространство теплообменников 4 и, отдав часть своей теплоты холодной смеси, поступает в концевой сепаратор 6, откуда смесь воды с нефтью самотеком направляется в негерметизированные резервуары 7, в которых находится от нескольких часов до двух-трех суток в зависимости от стойкости эмульсии. Отстоявшуюся нефть из резервуаров 7 откачивают насосами 8 в магистральный нефтепровод. Перед поступлением эмульсии на прием насоса 3 в нее вводится дозировоч­ным насосом 19 деэмульгатор, а также часть подогретой пластовой воды из резервуара-отстойника 7, со­держащей отработанный деэмульгатор, что позволяет значительно экономить топливо на нагрев эмульсии в теплообменниках 4 и расход деэмульгатора, подаваемого на прием насоса, Большая часть воды из резер­вуара-отстойника 7 поступает в нефтеловушку 9, затем в пруды-отстойники 10 и насосом 11 подается на КНС 13

Установки данного типа имеют ряд крупных недостатков:

строительство таких установок, особенно строительство резервуаров, нефтеловушек и прудов-отстойников, требует значительного времени (1-2 года);

нагревание в печах и остывание нефти в негерметизированных резервуарах сопровождается большими потерями легких фракций;

возможны загазованность резервуарного парка и нарушение правил пожарной безопасности; деэмульсация нефти происходит, как правило, при сравнительно низких температурах (40-50 °С), в результате чего для расслоения эмульсии требуется значительное время отстоя или большое число отстойных резервуаров.

Вопрос 5.16: Термохимические установки обезвоживания нефти.

В настоящее время в сочетании с внутритрубной деэмульсацией широко распространены блочные термохимические установки, в которых одновременно происходят сепарация нефти от газа, а также обезво­живание и обессоливание ее. Оборудование блочных термохимических установок поставляется с полной ав­томатизацией технологического процесса и монтируется на месте в течении 15-20 дней.

Рис. 30 Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти.

В термохимической установке обезвоживания нефти нефтяную эмульсию 1 из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают реа­гент деэмульгатор II. В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия подогревается, и в про­цессе ее турбулентного перемешивания в насосе и при движении по трубному змеевику в печи происходит доведение реагента-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение эмульсии. Нагрев в трубчатой печи осуществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры выше 120 °С. при меньших температурах нагрева вместо трубчатой печи 4 можно использовать пароподогреватель. Неустой­чивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает в отстойник 5, где расслаивается на нефть и воду. Обезво­женная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III на­сосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направ­ляется на установку по подготовке сточных вод.

Вопрос 5.17: Схема электообессоливающей установки.

Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электрообезвоживающей установке (рис. 31). При этом для стабилизации обводненности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень теплохимического обезвоживания. Сырая нефть I из сырьевого резервуара 1 сырьевым насосом 2 прокачивается через теплообменник 3 и пологреватель 4 и поступает в отстойник 5. Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят реагент-деэмульгатор II, поэтому в отстойнике 5 из сырой нефти выделяется основное количество пластовой воды.В термохимической установке обезвоживания нефти нефтяную эмульсию I из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают реагент деэмульгатор II. В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия подогревается, и в процессе перемешивания в насосе и при движении по трубному змеевику в печи под действием деэмульгатора происходит разрушение эмульсии. Неустойчивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает в отстойник 5, где расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III насосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод.

Вопрос 5.17: Схема электообессоливающей установки.

Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электрообезвоживающей установке.

Рис. 31 Технологическая схема электрообезвоживающей установки.

После ступеней термохимического обезвоживания из отстойника 5 нефть с содержанием остаточной воды до 1-2 % направляется в электродегидратор 8. Перед электродегидратором в поток нефти вводят пресную воду III до 8-15% и деэмульгатор II.Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в электродегидраторе нефть становится обезвоженной и обессоленной. Сверху электродегидратора 8 выходит обезвоженная и обессоленная нефть, которая, пройдя промежуточную емкость 7, насосом 6 прокачивается через теплообменник 3, подогревая сырую нефть, и направляется в резервуар 9 товарной нефти.

Вопрос 5.18: Технологические процессы стабилизации нефти.

Процессы подготовки нефти - это обезвоживание, обессоливание, а также стабилизация нефти. Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропано-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры и трубопроводов, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии. Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую или вакуумную сепарацию и ректификацию.

При горячей, или вакуумной, сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропаново-бутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество.

При стабилизации нефти ректификацией обеспечивается четкое разделение углеводородов и достигается заданная глубина стабилизации нефти.

Вопрос 5.19: Электродегидраторы.

Электродегидраторы предназначены в основном для глубокого обезвоживания и обессоливания нефтей.

Электродегидратор представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость, в которой имеется два электрода 1 и 2. Расстояние между электродами может изменяться от 20 до 40 см. электроды через подвесные изоляторы 3 подсоединены к высоковольтным выводам трансформатора под напряжением до 50 кВ.

Под действием электрического поля капли воды, содержащиеся в нефти, поляризуются, взаимно притягиваются друг к другу, сливаются, укрупняются и осаждаются. Обезвоженная и обессоленная нефть выводится сверху аппарата, а отделившаяся вода снизу.

Рис. 32 Сечение горизонтального электродегидратора. 1 и 2 - электроды; 3 - изоляторы; 4 - трансформатор высокого напряжения; 5 - выход обессоленной и обезвоженной нефти; 6 - раздаточный коллектор; 7 - сброс отделенной воды.

Вопрос 5.20: Оборудование установок подготовки нефти.

На современных установках подготовки нефти монтируется следующее оборудование:

1) сепараторы с предварительным отбором газа;

2) отстойник с предварительным сбросом воды;

3) теплообменники;

4) деэмульсаторы (печи);

5) сепараторы второй ступени;

6) эжекторы;

7) каплеобразователи;

8) отстойники для обезвоженной нефти;

9) электродегидраторы;

10) автомат контроля качества нефти;

11) концевой сепаратор.

Теплообменники. Это аппараты, предназначенные для передачи теплоты от более горячей среды к более холодной. В нефтяной промышленности применяют теплообменники разных типов:

1) кожухотрубчатые - жесткого типа;

2) " труба в трубе"

Кожухотрубчатые теплообменники более компактны, имеют значительно большую поверхность

Недостатки:

–из-за жесткости конструкции в корпусе и трубках возникают температурные напряжения, поэтому разность температур не должна превышать 50 °С,

–большая трудоемкость ремонтных работ.

–невозможность очистки межтрубного пространства. Поэтому в межтрубное пространство должен направляться продукт, не создающий отложений на поверхности труб, - чистая нефть или водяной пар, а в трубное пространство направляется обводненная нефть.

Рис. 33 Теплообменники.

I - теплоноситель движется по трубам; II - нагреваемое вещество движется по межтрубному пространству; а - кожухотрубчатый теплообменник: 1 - корпус теплообменника; 2 - трубки; 3 - перегородка; б - теплообменник " труба в трубе": 1 - наружные трубы; 2 - внутренние трубы; 3 - калач.

Печь ПТБ-10. Предназначена для нагрева нефтяных -эмульсий с повышенной коррозионной актив­ностью и склонностью к отложению солей и механических примесей на установках подготовки нефти.

Рис. 33 Общий вид печи 1ПБ-10.

klu\m Я! > ры подачи ноз iv ха " будка для рс v iMpoiiciHUH подачи газа;

в\о зной коллектор;

4 - выходной коллектор;

5 ■ дымовые трубы; ~

6 ■ теплообменная камера:

7 - камеры сгорания;

8 - основание печи;

9 - оребреиные трубы;

10 - конус, 1! - поток горячих 1азов; 12 - плоская горячая струя газов.

Печь оснащена системой авто­матики " Сатур}]", позволяю­щей дистанционно запускать и останавливать электродвига­тели вентиляторов 1, разжи­гать запальные горелки и ка­меры сгорания 7, контролиро­вать параметры процесса на­грева, автоматически защищать и блокировать оборудование печи и включать аварийную сигнализацию при отклонении параметров от заданных значений. Холодная нефтяная эмульсия поступает во входной коллек­тор 3, движется по сребренным трубам змеевика 9, расположенного в теплообменной камере 6, нагревается за счет теплоты, отдаваемой продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в камере сгорания 7, и че­рез выходной коллектор 4 выводится из печи.

Продукты сгорания, имеющие высокую температуру, выбрасываются из конуса 10 в виде плоской струи 12, которая в сводовой части разбивается на два потока 11, движущихся вниз, нагревая равномерно внешние и внутренние оребренные трубы.

Техническая характеристика.

Тепловая мощность печи, МВт

Номинальная производительность, т/сут

Максимальная температура нагрева среды, К

Рабочее давление нагреваемой среды, МПа

Топливо

Расход топливного газа, м7ч

11, 6

Не более 6, 28

Природный или нефтяной газ 1600

Нагреватели нефти типа НН. Предназначены для нагрева водонефтяных эмульсий с содержанием воды более 2 %.

Рис. 35 Нефтяной нагреватель типа НН-2, 5.

Нагреватель типа НН-2, 5 представляет собой горизон­тальный цилиндрический сосуд, установленный на рамное ос­нование 10. Внутренняя полость сосуда разделена двумя перего­родками 5 на два отсека I и II с перетоком между перегород­ками. В каждом отсеке смонти­ровано по два топочных уст­ройства 4, оборудованных газо­выми инжекционными горел­ками 1 с запальниками и дымовыми трубами 2. Топливный газ подводится к горелкам по газовому коллектору 9. В верхней части отсека I установлена перфорированная переливная труба 3, а в верхней части отсека II - перфорированный сборник нагретой эмульсии 7. Отсеки заполнены водой, так как контакт нефти с жаровой трубой недопустим вследствии пожарной опасности. Нефтяная эмульсия поступает через входной патрубок А, с помощью распределительной решетки 8 равномерно распределяется по всей площа­ди отсека и поднимается вверх через слой горячей воды и, нагреваясь до нужной температуры, выводится из нагревателя через патрубок Б. Нагреватель оборудован предохранительным клапаном 6, а также прибо­рами контроля и автоматического регулирования: регуляторами температуры и давления, манометрами, сиг­нализаторами температуры, указателями уровня.

Система автоматизации обеспечивает контроль и автоматическое регулирование температуры жидко­сти в нагревателе и давления топливного газа перед горелками, передачу аварийного сигнала о повышении температуры в нагревателе в операторный пункт. Техническая характеристика нагревателей типа НН при­ведена в таблице 7. Таблица 7.

Блок нагрева нефти типа БН. Предназначен для нагрева обводненных нефтей перед аппаратами глубокого обезвоживания и обессоливания на установках производительностью до 9000 т/сут. В блоке про­исходит нагревание и перемешивание эмульсии с ПАВ, в результате чего происходит ее разрушение. Кро­ме того, он может использоваться для подогрева высоковязких парафинистых нефтей для нормального их транспортирования по трубопроводам.

Блок нагрева состоит из четырех последовательно соединенных между собой огневых подогревате­лей, блока контрольно-измерительных приборов, блока управления, сигнализации и щитового укрытия.

Нефтяная эмульсия подается в межтрубное пространство теплоизолированного огневого подогрева­теля, где движущаяся эмульсия нагревается через стенку трубы горячими газами, получаемыми в камере сгорания. Для увеличения пути движения нефтяная эмульсия в межтрубном пространстве движется по вин­товой линии с большой скоростью, благодаря чему возрастает эффективность теплоотдачи от горячих газов к жидкости. Нагретая эмульсия поступает сначала в каплеобразователь, а затем в герметизированные от­стойники, где при низких скоростях потока (< 0, 008 м/с) эмульсия разделяется на нефть и воду.

Дымоходы всех жаровых труб соединены в общую дымовую трубу высотой около 20 м. Вся авто­матика блока нагрева помещается в щитовом укрытии.

Описанный блок нагрева имеет следующие преимущества перед другими типами печей: коэффици­ент использования топочного газа выше 20 %; при неполадках или прогаре жаровой трубы весь корпус по­догревателя заменяется новым при остановке блока нагрева на непродолжительное время; производитель­ность блока нагрева в среднем в два-три раза выше, чем других печей, а металлоемкость его меньше при­близительно в полтора раза. Техническая характеристика приведена в таблице 8.

Рис. 36 Блок нагрева БН-5, 4.

1 - дымовая труба; 2 - жаровая труба; 3 - винтовая спираль; 4 - корпус огневого подогревателя: 5 - пластинчатый компенсатор; 6 - камера сгорания; 7 - горелки турбинного типа; 8 - обмуровка ог­неупорная; 9 - щитовое укрытие; 10 - каплеобразователь; 11 - раздаточный коллектор для равномер­ного распределения жидкости по сечению; 12 - коллектор сброса воды с ПАВ; 13 - отстойники теп­лоизолированные; 14 - коллектор товарной нефти.

Таблица 8.

Рис. 37 Каплеобразователь.

Каплеобразователь. Для доведения ПАВ до капелек пластовой воды и разрушения бронирующих оболочек на их поверхности применяют каплеобразователи.

Вход эмульсии

Выход смеси

Каплеобразователь изготовляют из обрезков труб разного диаметра и располагают на опорах гори­зонтально. Диаметры отрезков труб увеличиваются от секции к секции в направлении движения обрабаты­ваемой эмульсии.

Первая секция - массообменная - предназначена для разрушения оболочек на каплях пластовой во­ды и укрупнения их за счет турбулентности потока (Re ~- 18000-25000). Длина секции 200-250 м. Вторая секция - для коалесценции капель воды до более крупных размеров при снижении турбулентности потока

Эжектор

Рис. 39 Деэмульсатор типа УДО-2М.

(Re - 3000-4000). Длина ее 150-200 м. Третья секция - для расслоения потока на нефть и воду за счет гра­витационных сил (Re = 100-200). Длина секции 100 м.

Эжекторы. Получили широкое распространение в качестве смесителей промывочной воды при обессоливании нефти, а также отбора низконапорного газа высоконапорным.

Эжектор очень прост в изготовлении и состоит из патрубка 1 для подвода рабочей жидкости, ка­меры смешения 4, сопла 2, диффузора 3, патрубка 6 для подвода перекачиваемой жидкости (газа) с коль­цевым соплом 5, образующим вход в камеру смешения, и регулировочного винта 7. В эжекторе перекачи­ваемый поток, объем которого Go, получает энергию при смешении с рабочим потоком Си, обладающим большой энергией (напором), в результате чего подается суммарный поток, расход которого равен G₂ = G, + Go. Энергия этого потока (напора) больше энергии перекачиваемого G_o, но меньше энергии рабочего Gj потока. К.п.д. эжектора для одинаковых жидкостей колеблется в пределах 0, 2-0, 35.

Отстойники. Отстойники предназначаются для отделения воды от нефти при подаче в них частич­но или полностью разрушенной эмульсии. Отстойники могут использоваться для предварительного сброса воды при сильно обводненной нефти или после печей для окончательного обезвоживания нефти. Такие от­стойники обычно устанавливаются после каплеобразователей, способствующих эффективному разделению воды от нефти, и увеличивающих тем самым пропускную способность этих отстойников.

Отстойники представляют собой горизонтальную цилиндрическую емкость, в которой имеется рас­пределитель эмульсии и сборник нефти в виде перфорированных патрубков, расположенных соответственно вдоль и поперек оси цилиндрической емкости. Техническая характеристика отстойников приведена в табли­це 9.

Таблица 9

Вопрос 5.21: Блочные автоматизированные деэмульсаторы типа У ДО.

В блочных автоматизированных деэмульсаторах, используемых при обезвоживании нефтей с обвод­ненностью более 2 %, могут быть совмещены процессы нагрева нефтяной эмульсии и деэмульсации.

ьл оч н ы и авто м апп и ро-ванный деэмульсатор УДО-2М состоит из блоков нагрева и отстоя, блока теплообменников, блока КИП и реагента. Блоки нагрева и отстоя размещены в горизонтальной цилиндрической емкости, которая разделена вертикальными перегородками на четыре отсека: два нагрева­тельных В и Е и два отстой-