32. Особенности действия деэмульгаторов. Совместное действие деэмульгаторов. Эффективность действия деэмульгаторов при низких температурах и нагреве.
Для разрушения нефтяных эмульсий применяют деэмульгаторы. Д-ры - ПАВ, способные вытеснить с пов-ти глобул воды, диспергированных в нефти, бронирующую оболочку, состоящую из полярных компонентов, а также ч-ц парафина и мех примесей. Эффек-ть д.- его деэмульсационная способность (Д), представляющая отношение весового (или объемного) кол-ва товарной нефти (С) к весовой (или объемной) части деэмульгатора (q). Т.е. Д=С/q.
Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный слой, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные капли и оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность защитных оболочек у капелек и тем интенсивнее разрушается эмульсия.
Для успешного разрушения и прекращения старения нефтяных эмульсий деэмульгаторы следует подавать на забой скважин и осуществлять внутрискважинную деэмульсацию. При подаче деэмульгаторов на забой скважин обычно происходит инверсия эмульсии, то есть эмульсия В/Н превращается в эмульсию Н/В, в которой внешней фазой является вода с малой вязкостью, что существенно снижает потери давления от трения и препятствующая отложению кристаллов парафина.
Особенности применения деэмульгаторов (д-ов) на объектах:
Если на объекте возможно лишь слабое смешение, необ-мо приенение быстродейст. д-ов.
Если исп-ся предвар. сброс В – важное значение имеет размер капель эмульсии (неприменимы д-ры, резко снижающие скорость на границе В-Н).
Если нагрев по какой-либо причине не прим-ся, д-ры д.б. работоспособны при тем-ре окруж среды.
Особенности применения д-ов в оборудовании:
Отстойники – резервуары имеют большой V и запас технолог. времени (ск-ть действия менее важна). Вертик. деэ-ры имеют выс-ую производ-ть (применение быстродейс. деэмуль здесь необ-мо). Химэлнектрогидраторы – гориз-ые аппараты (треб-ся деэм-ры, разрушающие эмульсию быстро и полно).
Совместное действие различных де-ов
33. Разрушение эмульсий повышенной стойкости (промежуточные слои и ловушечные нефти).
Промежуточные слои и способы их разрушения.
Промежуточный слой-это слой эмульсии на границе раздела нефти и воды, образующийся в процессе разделения эмульсии при отстаивании. Межфазный промежуточный слой в отстойном аппарате, как правило, хар-ся значительно более высокой конц-цией воды по сравнению с поступающей с сырьем эмульсией и нах-ся в усл-х динам-го равновесия процессов, способ-щих его образ-ю и разрушению. Наличие промежуточных слоев в техноло-х аппаратах яв-ся рез-том неполного разделения эмульсии.
Наиболее важные техноло-е ф-ции, кот. вып-т промеж. слой сводятся к:
-процессам коалесценции, происх-щей между каплями воды, находящ-ся в его объеме, между собой, и с располо-ся ниже слоем воды;
-роли фильтр-го элемента для мелкодиспер-ой состав-щей эмульсии. Замедляя скорость выноса мелких капель, эмульсионной слой увелич-т вероятность их коалесценции с более крупными каплями.
Основные причины, приводящие к увелич-ю объемов устойчивых эмульсий:
1) эффективность обработки деэмульгатором: кол-во вводимого реагента может быть не достаточное или передозировка
2) наличие доп-х стабилизаторов в обрабатываемой продукции скв.: СКО, ПАА, ремонтные работы на скв-х (жид-ти глушения)-допол-е стаб-ры, стаб-ры неорганич. природы.
Появление мех.примесей в продукции скв-н происх-т в след-ии:
1) выноса продуктов породы пл.: глина, песок.
2) смешения в процессе добычи, сбора и подготовки нефти продукции скв. различных горизонтов. При этом возможно обр-е осадка нераствор-х в оде солей: сульфида железа, карбонатов кальция и магния, сульфата кальция и сульфата магния.
3)коррозии нефтепромыслового оборуд-я (ржавчина)
4) попадания в сист сбору и подготовки нефти эмульсий с большим кол-вом минер-х ч-ц с мест разлива нефти, порывов труб-дов, бурения и КРС,
«Ловушечные» эмульсии-это вторичные эмульсии, эмульсии с высоким сод-ем воды и мех.примесей, хар-щиеся повышенной агрегативной устойч-ю и формирующиеся в процессе разделения пром-х эмульсий в технол-х аппаратах.
Р.И. Мансуровым предложено ловушеные эмульсии с сод-ем мех.примесей более 2 % относить к нефтешламам.
Для уменьшения образ-я сульфида жлеза и уменьшения устойчивости эмульсии перед смешением необ-мо осущест-ть:
1) разгазирование сероводородсодержащей продукции скв. (карбон)
2) сброс из продукции скв. попутной пл.воды, содержащей ионы железа )девон)
3) обработка продукции скв. деэмульгатором (карбон, девон).
Способы разрушения устойчивых эмульсий:
Примеры первой группы способов:
1) разд-ая добыча и сбор продукции нефт-х скв., пл.воды кот-х при смешении обр-т нерастворимые осадки;
34. Методы очистки нефти от сероводорода.
Сернистые соединения нефти
-нефти различных месторождений в среднем могут содержать 0,02-7 % серы или 0,2-70 % сернистых соединений, в высокосернистых до 80 %.
-в нефти насчитыв-ся больше 200 сернистых соединений: меркаптаны R-SH, сульфиды R-S-R, дисульфиды R-S-S-R.
-содержание серы в нефтях значительно больше, чем в органич-х соед-х-предшественниках нефти. В нефти основанная масса сернистых соединений нефти имеет вторичное происхождение.
-при термическом разрушении сернистых соед-й в нефти может появ-ся сероводород.
-отдувка сероводорода из нефти УВ-ым газом в десорбционной колонне(сепар-ре)
Методы удаления сероводорода
К физ-им методам удаления H2S из нефти от-ся:
-сепарация (включая вакуумную)
-отдувка H2S из нефти УВ-м газом
-ректификация
К хим-м методам очистки нефти от H2S от-ся:
-нейтрализация
-связывание и окисление H2S в нефти
-хим. реагенты
-кислорода воздуха
Выбор эфф-ой тех-гии очистки нефти от H2S зав. от:
-исходной массовой доли H2S в нефти
-условий эксп-ции нефтепром-го объекта
-требований к кач-ву подгот-мой нефти
1. Отдувка
Отдувку H2S из нефти в десорбционной колонне наиб. целесооб-но осущ-ть при исходной масс.доле H2S в нефти более 200-250 ррm, наличии систем газосбора и возм-ти утилизации H2Sсодер-го газа отдувки по существ-му газопроводу с довед-ем кач-ва товарной нефти по масс.доле H2S в ней до 2 и 3 вида.
2. Нейтрализация
-удаление H2S из нефти путем его нейтрализации хим-ми реагентами целес-но осущ-ть при исходной масс.доле H2S в нефти не более 200-250 ррm.
-хим-е реагенты на основе аминоформальдегидных смесей типа:
-НСМ
-СНПХ
3. Отдувка и нейтрал-ция (компл-я тех-я)
-удаление H2S из нефти комплексной тех-й, включ-щей отдувку H2S из нефти УВ газом в десорбционной колонне с послед-щим доведением масс.доли H2S до требований ГОСТ.
4. В зав-ти от исходной массы тех-гия разработана ОАО ВНИИУС методом прямого окисления кислородом воздуха в присут-ии щелочного катализатора (КТК). Очистка от H2S произ-ся водным щелочным р-ром и однов-ом окислении обр-ся продуктов кислородом воздуха в реакторе при темп-ре 20-60 ºС и Р=5-15 ат.
Разработанная комплексная технология, включающая десорбцию .
Комплексная технология очистки нефти от сероводорода
1 - десорбционная колонна; 2 - холодильник; 3 - конденсатосборник, 4 - сепаратор; 5 - дозировочные насосы; 6 - ёмкость хранения реагента; 7 - товарный насос; 8 - насос откачки конденсата.
35.Обезвоживание нефти и применяемые аппараты для интенсификации процесса (отстойники и каплеобразователи).
Обезвоживание нефти на месторождениях в настоящее время в зависимости от ряда факторов осуществляется:
– в оборудовании промысловых систем сбора, включая трубопроводы концевые, сепарационные установки и резервуары товарных парков;
– на автономных обезвоживающих термохимических установках;
– в блочных деэмульсаторах и электродегидраторах, работающий в блоке с промысловыми системами сбора или каплеобразователями;
– на автономных обезвоживающих установках, деэмульсаторах и электродегидраторах, работающих в блоке с промысловыми системами сбора или каплеобразователями;
– при перекачке нефти в интервалах: а) между промысловыми товарными парками; б) между промысловыми товарными парками и головными сооружениями магистральных нефтепроводов; в) между головными сооружениями и товарно-сырьевыми базами нефтеперерабатывающих заводов
Принципиальная схемы гидродинамических каплеобразователей и трубных отстойников.
Объемные каплеобразователи (а, б, в, г, 9, е, ж): 1 — ввод эмульсии;
2 — корпус каплеобразователя; з — сопла; 4 — корпус отстойника; 5 — торцевой распределительный ввод и вывод жидкости; 6 — сброс воды; 7 — ввод дренажной воды; 8 — распределительная перегородка; 9 — отстойник; 10 — перемешивающее устройство; 11 — листовые коалесцчрующие элементы; 12 — трубчатые коалесцирующие элементы. Трубчатые каплеобразователи 1- трубчатый каплеобразователь с отстойником, 2- отстойник, 3-вход эмульсии. Блок трубчатого отстойника (л); I - вход эмульсии; 2 - вертикальный распределитель; 3 -горизонтальный распределитель; 4 - секции каплеобразоватеяя; 5 - горизонтальный сборный коллектор; 6 - вертикальный сборный коллектор; 7 - выход эмульсии.
36.Механизм обессоливания. Установки по термохимическому обезвоживанию нефти
Степень обессоливания (коэффициент очистки) может изменяться: в широких пределах и зависит от скорости движения раствора, силы тока и концентрации солей.
Технология обессоливания нефти методом замещения позволяет теоретически полностью удалить из нее пластовую воду. В этом случае оставшаяся в нефти вода по завершении процесса будет представлена только каплями пресной воды. Необходимо многоступенчатое введение в поток нефти заранее диспергированной пресной воды. При этом капли промывочной воды не должны быть больше глобул минерализованной пластовой.Технология удаления солей из нефти методом замещения каплями пресной воды глобул соленой путем коалесценции и увлечения их в состав дренажных вод. Технология позволяет теоретически полностью удалить из нее пластовую воду. В этом случае оставшаяся в нефти вода по завершении процесса будет представлена только каплями пресной воды.
Технология обессоливания нефти методом смешения.Сущность процесса обессоливания нефти заключается в ее водной промывке при смешении нагретой нефти с пресной водой, последующем разрушении образуемой при этом водонефтяной эмульсии и отделении соленой воды от нефти. В процессе обессоливания нефти большое значение для полноты вымывания солей имеет оптимальное смешение нефти с промывной водой и деэмульгатором. Для достижения глубокого обессоливания требуется довольно интенсивное перемешивание промывной воды с нефтью, обеспечивающее необходимый контакт между капельками свежей и соленой воды. В то же время слишком интенсивное смешение нефти с промывной водой может привести к образованию весьма устойчивой, плохо разрушаемой эмульсии. Следовательно, для управления процессом обессоливания необходимо иметь регулируемый смеситель нефти с водой, что позволило бы для каждого отдельного случая устанавливать оптимальную степень смешения. В процессе обессоливания нефти большое значение имеет оптимальное смешение нефти с промывной водой и деэмульгатором.
Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии. Внутритрубная деэмульсация заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество - деэмульгатор в количестве 15...20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.
Сырую нефть (нефтяная эмульсия) I из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3подают 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 бронирующих слоев асфальтосмолистых веществ. Нагрев в трубчатой печи осуществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры выше 120 °С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания воды). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой печи 4 можно использовать пароподогреватель. Оптимальной температурой нагрева считается такая, при которой кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет 4 * 10-6 м2/с. 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. Сырьевой резервуар 1 может работать как резервуар с предварительным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, выходящей из отстойника 5 и содержащей реагент-деэмульгатор, подается в поток сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия, рис.1). В этом случае резервуар 1 оборудуют распределительным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отделившаяся в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку по подготовке сточных вод.