Свойства и способы разрушения нефтяных эмульсий
Для нефтяных эмульсий характерны дисперсность, вязкость, плотность, электрические свойства, устойчивость.
Дисперсность – степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде. Размеры капелек измеряются от 0,1 до 100 мкм. Вязкость выше, чем вязкость воды и нефти, электрическая проводимость эмульсий зависит от количества воды, дисперсности эмульсии, количества растворенных в воде солей и кислот. На устойчивость эмульсий влияют дисперсность, температура смешивающихся жидкостей, наличие эмульгаторов.
Механизм разрушения эмульсий состоит из нескольких стадий: столкновение глобул; слияние глобул в более крупные капли; выпадение капель.
Применяются следующие методы:
1) Механический – отстаивание, центрифугирование, фильтрование. Отстаивание применяется для отделения основной массы воды.
2) Термический. При нагревании эмульсии пленка эмульгатора расширяется и лопается – капельки жидкости сливаются.
3) Химический – обработка эмульгаторами – веществами, ослабляющими структурно-механическую прочность слоёв, обволакивающих капли воды.
Деэмульгаторы делятся на ионоактивные и неионоактивные.
Первые диссоциируют на катионы и анионы, вторые ионов не образуют. Наилучшим действием обладают неионогенные деэмульгаторы – пироксамин, диссольван, прогалит, ОЖК (оксиэтилированные жирные кислоты).
4) Электрический – основан на создании электрическим полем благоприятных условий для увеличения вероятности столкновения глобул. При попадании эмульсий в переменное электрическое поле катионы воды продвигаются внутрь капли, которая, приобретая грушевидную форму, обращается острым концом к аноду. Отдельные капли, двигаясь к аноду, сталкиваются, сливаются в более крупные глобулы и осаждаются.
В практике применяются комбинированные методы. Для разрушения эмульсий применяют следующие методы:
гравитационное холодное разделение;
внутритрубная деэмульсия;
термическое воздействие;
термохимическое воздействие;
электрическое воздействие;
фильтрация;
разделение в поле центробежных сил. Гравитационное разделение производится в отстойниках периодического или непрерывного действия.
Внутритрубная деэмульсация – в смесь нефти и воды добавляется деэмульгатор, разрушающий бронирующую оболочку на поверхности капель воды, обеспечивая слияние при их столкновениях.
Термическое воздействие заключается в том, что нефть перед отстаиванием нагревают. С одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек, с другой стороны уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, что увеличивает скорость разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до 45-80°C.
Рис. 6. Схема установки термохимического деэмульгирования нефти
1 – теплообменник; 2 – подогреватель; 3 – отстойник. I – сырая нефть; II – деэмульгатор; III – свежая вода; IV – обезвоженная нефть, пар; V – водяной пар; VI – отстоявшаяся вода
Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.
Электрическое воздействие на эмульсии производится на аппаратах, называемых электродегидрататорами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. Капельки притягиваются, сливаются, и оседают на дно сосуда. Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью – нефть проникает через фильтр, вода – нет. Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах. В ротор подается эмульсия по полому валу. Эмульсия разделяется, т.к. плотности воды и нефти разные.
Рис. 7. Схема промысловой электрообезвоживающей установки
1 – подогреватель; 2 – смеситель; 3 – электродегидраторы. I – сырая нефть; II – водяной пар; III – деэмульгатор; IV – обезвоженная и обессоленная нефть; V – отстоявшаяся вода
Рис. 8. Схема дегидратора
I – эмульсия; II – нефть; III – вода; IV – топливный газ
При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1-2%.
Около 80% нефти подвергается обезвоживанию на термохимических установках. К нефти добавляется деэмульгатор, нефть подогревается и поступает в резервуар для отстаивания.
Для исключения потерь при таком методе легких нефтепродуктов процесс производится при термическом отстаивании под давлением. Содержание воды в нефти снижается до 0,5-1,0%, одновременно удаляется значительная часть солей. Дополнительная очистка производится электротермическим методом.
Электрообессоливающие установки часто сблокированы с установками первичной перегонки нефти. Наличие в нефти воды и солей вредно сказывается на работе НПЗ: повышается давление в аппаратуре, снижается производительность, расходуется излишняя теплота.
Соли (преимущественно хлориды) откладываются в трубах, снижает коэффициент теплопередачи. Хлориды кальция и магния гидролизуются с образованием соляной кислоты, что приводит к коррозии металла аппаратуры. Соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах – мазуте и гудроне, – ухудшают их качество.
На установках подготовки нефти для обезвоживания и обессоливания используются процессы разрушения нефтяных эмульсий. На промыслах разрушаются естественные эмульсии, образовавшиеся в процессе добычи, а на НПЗ – искусственные, специально приготовленные из нефти и свежей воды.
Рис.9. Схема установки электрообессоливания нефти
1 – паровой подогреватель; 2 – смеситель; 3 – электродегидраторы; I – сырая нефть; II – деэмульгатор; III – щелочь; IV – свежая и оборотная вода; V – обессоленная нефть; VI – вода в канализации; VII – пар
Рис. 10. Схема установки для стабилизации нефти
1, 11, 17, 18 – насосы; 2, 7 – теплообменник; 3 – водоотделители; 4 – первая ректификационная колонна; 5,15 – конденсаторы-холодильники; 6 – емкость бензина; 8 – вторая ректификационная колонна; 9 – печь; 10 – горячий насос; 12 – кипятильник с паровым пространством; 13,14 – холодильники; 16 – емкость орошения;
I – сырая нефть; II – сухой газ; III – сжиженный газ; IV – стабильная нефть; V – бензин
Обессоливание осуществляется слиянием нефти с пресной водой. Соли растворяются в воде и удаляются вместе с ней. Содержание солей доводится до 0,1% и менее.
Стабилизация – это отделение легких фракций (пропан-бутанов и частично бензиновых) с целью уменьшения потерь нефти при её транспортировке. Осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть нагревают до 40-80°C, затем подают в сепаратор. Выделяющиеся легкие углеводороды отсасываются и направляются в холодильную установку, где тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.
При ректификации нефть подвергается нагреву в стабилизационной колонне под давлением и повышенной температуре (до 240°C). Отделенные легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки. Давление упругости паров нефти при температуре 38°C не должно превышать 0,066 МПа (500 мм рт.ст.).