Тюменский индустриальный университет

кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов»

Нефтегазовое дело

«Министерство образования и науки Российской Федерации»

РЕФЕРАТ

на тему:

«Обезвоживание, обессоливание нефтей»

«Технологическая схема и оборудование транспорта

нефти»

дисциплина: «Технологические процессы нефтегазовой отрасли»

1-й курс

группа ТТХмз-16

Новик Б.Н.

г.Тюмень

Содержание:

1. Эмульсия. Образование. Классификация ___________________________1

2. Методы предотвращения и борьбы с образованием эмульсий __________6

3. Способы разрушения нефтяных эмульсий __________________________ 7

4. Технологическая схема и оборудование транспорта нефти _______ 13

4.1 Способы транспортирования нефти и нефтепродуктов ________13

2. Классификация трубопроводов ________________________________ 14

4.3 Сепарация нефти __________________________________________16

4.4 Нефтеперекачивающие станции _______________________________ 18

4.5 Резервуарные парки ____________________________________ 20

5. Список использованной литературы _______________________________ 20

1. Эмульсия. Образование. Классификация.

Нефтяные эмульсии образуются при добыче, подготовке нефти на промыслах, при транспортировке, в процессе хранения и эксплуатации нефти и нефтепродуктов.

Во время эксплуатации нефтяных скважин вместе с нефтью на поверхность земли извлекается вода с растворенными в ней различными солями, а также мельчайшими частицами глины, песка, крупинками кристаллов солей и т.п. По мере углубления скважин содержание воды в эмульсиях может повышаться до 90%. Большую часть воды извлекают на промысле, а оставшуюся – эмульгированную (0,5 – 1,5 % по массе.) – на установках подготовки нефти НПЗ, ГПЗ.

Свойства нефтяных эмульсий, их стойкость в значительной мере зависят от способа добычи нефти и условий эксплуатации нефтяного месторождения.

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, называется дисперсной средой, а вторая жидкость, распределенная в дисперсной среде, — дисперсной фазой.

По характеру дисперсной фазы и дисперсной среды различают эмульсии: прямого типа — неполярная жидкость в полярной, когда нефть размещается в виде мелких капель в воде — нефтеводяная (Н/В); обратного типа — эмульсии полярной жидкости в неполярной, когда вода размещается в виде мелких капелек в нефти водонефтяная (В/Н). В эмульсиях типа Н/в внешняя фаза является вода, поэтому они смешиваются с водой в любых отношениях и обладают высокой электропроводностью, а эмульсии типа В/Н смешиваются только с углеводородной жидкостью и имеют низкую электропроводность.

Дисперсность эмульсии — это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде. Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а состоящие из капелек различного диаметра, — полидисперсными.

Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. системам, содержащим частицы различных размеров.

Вязкость эмульсии зависит от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, а также присутствия механических примесей.

Вязкость нефтяных эмульсий не обладает аддитивным свойством, т. е. она не равна сумме вязкости воды и нефти. С увеличением обводненности до определенного значения вязкость эмульсии возрастает и достигает максимума при критической обводненности, характерной для данного месторождения. При дальнейшем повышении обводненности вязкость эмульсии резко снижается. 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. Плотность эмульсии можно рассчитать, если известны плотность нефти и воды и их содержание в эмульсии, по следующей формуле:

ρ_э = ρ_н (1- W) + ρ_вW

где ρ_н - плотность нефти, кг/м³; ρ_в — плотность воды, кг/м³; W —

содержание воды, об. д.

Нефть и вода, взятые в чистом виде, хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется в интервале от 0,5 • 10^-7 до 0,5 • 10^-6 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. В связи с этим электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается не только количеством содержащейся воды и степенью ее дисперсности, но и количеством растворенных в этой воде солей и кислот.

Температура эмульсии влияет на ее вязкость. 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, и стойкость эмульсии повышается. Особенностью эмульсий, образуемых парафинистыми нефтями, является то, что основным компонентом бронирующего слоя являются высокомолекулярные парафины. Причём на молекулярном уровне происходит взаимопроникновение структур воды и парафиновых или алифатических углеводородов, приводящее к упрочению структуры водной системы.

Этим объясняется резкое увеличение устойчивости эмульсии на многих нефтяных месторождениях зимой. Устойчивость нефтяных эмульсий является важным показателем нефтяных эмульсий.

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.

Растворимые в воде (гидрофильные) эмульгаторы способствуют образованию эмульсий — воды в нефти. Последний тип чаще всего встречается в промысловой практике. К гидрофильным относятся такие поверхностно-активные вещества (ПАВ), 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 ее 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 достижения оптимальных структурно-механических свойств слоя. Стабилизаторы входят в контакт друг с другом и с нефтяной и водной фазами и образуют механически прочные защитные пленки, препятствующие процессу коалесценции капель воды в нефти. Состав весьма разнообразен. Сюда относят асфальтены, смолы нафтеновых кислот и тяжелых металлов, парафины, церезины, тонкодисперсные неорганические вещества, состоящие из глины, песка и горных пород.

На рис.1 схематически изображена такая оболочка на поверхности глобулы воды. С явлением образования оболочки на поверхности гло­булы воды связывают процесс "старения" эмульсии. Под процессом старения понима­ют упрочнение пленки эмуль­гатора с течением времени. Процесс старения эмульсии может длиться от нескольких часов до 3 – 4 дней. Первоначально этот процесс идет очень интенсивно, но по мере насыщения поверх­ностного слоя глобул эмульгаторами замедляется или даже пре­кращается, а оболочки вокруг глобул воды стано­вятся очень прочными и трудно поддаются разруше­нию. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению, и поэтому обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо проводить на промыслах.

Рис.1. Схематичное изображение пленки на поверхности глобул воды: 1 – толщина оболочки; 2, 3 – эмульгирующие вещества; 4 – глобула воды; 5 – нефть

Для предотвращения образования и разрушения уже образовавшихся нефтяных эмульсий широко применяются деэмульгаторы — 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 ПАВ, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и 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 меняются. 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 не только обеспечивать сближение диспергированных капелек воды в эмульсии, но и разрушать окружающие их пленки и способствовать коалесценции.

Обезвоживание 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.

Таблица 1

К основным характеристикам нефтяных эмульсий относятся: агрегативная устойчивость (стойкость), вязкость, размер эмульгированных глобул водной фазы. В совокупности эти параметры отражают интенсивность эмульгирования нефти, ее физико-химические свойства и адсорбцию эмульгатора. Устойчивость эмульсий – это способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на две несмешивающиеся фазы. Агрегативная устойчивость водонефтяных эмульсий по Ребиндеру определяется временем их существования и рассчитывается как отношение высоты столба эмульсии (Н, см), к средней линейной скорости самопроизвольного расслоения системы (v, см/с).

Интенсивность разрушения эмульсии может быть охарактеризована разностью между плотностями воды и нефти , а также отношением суммарного содержания асфальтенов (а) и смол (с) к содержанию парафинов (п) в нефти (а+с)/п. Последний показатель не только характеризует углеводородный состав нефтей, но и предопределяет способ деэмульгирования нефтяных эмульсий. Показатель , как физическая характеристика их разделения, характеризует движущую силу гравитационного отстаивания. Оба показателя служат качественными характеристиками извлекаемых эмульсий и позволяют разделять их на группы. По разности в плотностях воды и нефти процесс разделения эмульсий может классифицироваться на труднорасслаиваемый ( = 0,200-0,250 г/см3), расслаиваемый ( = 0,250-0,300 г/см3) и легко расслаиваемый ( = 0,300-0,350 г/см3). По отношению суммарного содержания асфальтенов и смол к содержанию парафина нефти разделяются на смешанные ((а+с)/п = 0,951-1,400), смолистые ((а+с)/п = 2,759-3,888) и высокосмолистые ((а+с)/п = 4,774-7,789).

В зависимости от размера глобул воды и степени ста­рения нефтяные эмульсии разделяются на легкорас­слаивающиеся, средней стой­кости и стойкие. На рис. 2 показан вид таких эмульсий под микро­скопом. В легкорасслаивающихся эмульсиях обычно большинство глобул круп­ные – размером от 50 до 100 мкм (рис. 2, а), в то время как стойкие эмульсии содержат в основном мелкие глобулы размерами от 0,1 до 20 мкм (рис. 2, в). Эмульсии средней стойкости занимают промежуточ­ное положение (рис. 2, б).

Рис.2. Вид водонефтяных эмульсий под микроскопом: а – лекорасслаивающаяся эмульсия; б – эмульсия средней стойкости; в – стойкая эмульсия

а б

в