Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Прикладная химия. Химия и технология подготовки нефти. Учебное пособие
.pdf
Рисунок 2.6 – Вертикальный электродегидратор:
1 – корпус; 2 – электроды; 3, 4 – изоляторы;
5 – трансформаторы; 6 – манометр; 7 – сигнальные лам-
пы; 8 – распределительная головка; 9 – мерное стекло
41
Недостатком вертикальных электродегидраторов, приведшим к их вытеснению более современными конструкциями, является
низкая производительность, недостаточно высокая температура обессоливания. Из-за низкой производительности на установках ЭЛОУ
приходилось соединять параллельно 6-12 аппаратов.
Принцип действия шарового электродегидратора (рисунок
2.7) тот же, что и вертикального аппарата, но вместо одного стояка с
распределительной головкой для ввода сырья и одной пары электродов в шаровом электродегидраторе их по три. Шаровые электродегидраторы имеют в 10-15 раз большую производительность, чем вертикальные, но громоздки и трудоемки в исполнении.
Деэмульгаторы подают в нефть в виде 1-2%-ных водных растворов перед 1-й ступенью или раздельно по ступеням либо без разбавления (нефтерастворимые) только перед 1-й ступенью. При обессоливании ряда нефтей (например, прикамских или арланских) наряду
с деэмульгатором используют щелочь в количестве, необходимом для
доведения рН дренажной воды до 7. Глубокое обессоливание нефти
обеспечивается добавлением в каждой ступени 4-10% по объему промывной воды. На многих ЭЛОУ сокращение расхода пресной воды
достигают ее подачей только на последнюю ступень и повторным использованием отстоявшейся воды: со ступени на ступень и внутри их.
Полнота вымывания солей из нефти в значительной мере зависит от
степени ее смешения с промывной водой и деэмульгатором. Применительно к технологическому режиму обессоливания каждой нефти существуют оптимальные условия смешения, регулируемого перепадом
давления (от 0,05 до 0,2 МПа) на смесительном устройстве. Затраты
на обессоливание относительно невелики и составляют в зависимости
от вида сырья, глубины его очистки и используемой технологии 0,150,6 руб./т, расход электроэнергии 0,2-0,8 кВт•ч/т нефти.
Следует отметить современные тенденции в процессах обессоливания нефти, когда важно снижение расхода пресной промывочной
воды на ступенях обессоливания. При традиционном оформлении
технологического процесса обессоливания на установках подготовки
нефти расход пресной промывочной воды составляет 15% на тонну
нефти (по типовым проектам).
ТатНИПИнефтью совместно с НГДУ Сулеевнефть была внедрена технология обессоливания нефти на установках без
42
Рисунок 2.7 - Шаровой электродегидратор:
1 – трансформатор; 2, 4 – распределительные головки; 3 –
электрод; 5 – штуцер для вывода обессоленной нефти; 6 – штуцер для
ввода сырой нефти; 7 – штуцер для дренажа
43
применения пресной промывочной воды на ступенях обессоливания.
Сулеевская УКПН работает по следующей технологической схеме
(рисунок 2.8).
Предварительно разрушенная в системе сбора эмульсия девонской нефти (обводненность 60-80%) в присутствии реагентадеэмульгатора в количестве 27-30 г/т из групповых установок поступает на первую ступень сепарации, затем на вторую, а далее – вместе с
теплой дренажной водой, сбрасываемой из отстойников установки, в
сырьевые технологические резервуары для предварительного сброса
основного объема пластовой воды. Из технологических резервуаров
нефть с остаточным содержанием воды 1-2% сырьевыми насосами, на
прием которых дополнительно подается реагент-деэмульгатор из расчета 7–8 г/т, через теплолобменники поступает в трубный водоотделитель, установленный на ступени обезвоживания вместо объемных горизонтальных отстойников. Установка состоит из двух одинаковых
блоков производительностью по 300 м
эмульсия нагревается до температуры 50–60
3
нефти. В теплообменниках
0
С. В трубном водоотделителе происходит обезвоживание нефти, то есть сброс отделившейся
от нефти воды и отбор обезвоженной нефти с остаточным содержанием воды в пределах 0,3–0,5 %. Дренажная вода из трубных водоотделителей направляется на узел предварительного сброса в трубопровод
перед сырьевыми технологическими резервуарами. Обезвоженная
нефть из трубного водоотделителя поступает в два последовательно
работающих шаровых отстойника ступени обессоливания нефти объемом по 600 м3. Пресная промывочная вода на ступени обессоливания
не применяется. В трубопроводах в интервале «ступень обезвоживания – ступени обессоливания нефти» происходит дополнительное разрушение бронирующих оболочек на части глобул пластовой воды,
уцелевших на ступени обезвоживания, столкновение, слияние и их
укрупнение. Качество нефти после ступени обезвоживания характеризуются остаточным содержанием воды в пределах 0,1–0,2 % и солей
40–70 мг/л. Затем нефть через теплообменник, печи и блок стабилизации направляется в товарные резервуары. Для отмывки оставшихся
солей в трубопровод (интервал «установка – товарный парк») подается пресная вода всего лишь в количестве 1-2 %.
За счет внедрения такой технологии на Сулеевской УКПН снизился
расход пресной промывочной воды с 15 до 1,5 % из расчета
44
Рисунок 2.8 – Технологическая схема обессоливания нефти на Сулеевской УКПН
без применения пресной воды:
1 – групповая замерная установка (ГЗУ),
2 – подача реагента, 3 – первая ступень сепарации,
4 –
вторая ступень сепарации,
5 – резервуар предварительного сброса воды,
6 – горячая дренажная
вода, 7 – сырьевой насос, 8 – теплообменник, 9 – трубный водоотделитель на ступени об
ессоли-
вания, 10 – отстойник ступени обессолива
ния, 11 – теплообменник блока стабилизации,
12 –
печь, 13 – стабилизационная колонна,
14 – нестабильный бензин, 15 – подача пресной воды, 16
– резервуар товарной нефти,
17 – насос товарной нефти
45
на объем обрабатываемой нефти, то есть в 10 раз. При этом содержание солей в нефти после ступени обессоливания с 250 мг/л уменьшилось до 40 мг/л.
Ассортимент используемых в процессах обезвоживания реа-
гентов - деэмульгаторов, преимущественно поверхностно-активных
веществ (ПАВ) различных классов соединений, довольно широк. По
существующей классификации ПАВ различают следующие виды:
1. Ионогенные вещества – ПАВ, которые по поведению в вод-
ных растворах делятся на 3 группы:- Анионактивные: в водных растворах диссоциируют с образованием отрицательно заряженных
ионов, в состав которых входит углеводородная часть молекулы, и
положительно заряженных ионов металлов или водорода. К ним относятся карбоновые кислоты, алкилсульфаты, алкилсульфонаты жирного ряда.
- Катионактивные в водных растворах распадаются на положительно заряженный радикал и отрицательно заряженный
ион кислоты. К ним, в основном, относятся соли фосфинов и
аминов, а также азотистые основания четвертичные и нечетвертичные.
- Амфолитные ПАВ, которые в зависимости от условий могут
проявлять анионактивные или катионактивные свойства.
2. Неионогенные вещества – ПАВ, которые в водных раство-
рах на ионы не распадаются, получают присоединением оксидов алкиленов (оксидов этилена и пропилена) к органическим веществам с
подвижным атомом водорода.
Неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ), как
наиболее эффективные почти для всех нефтяных месторождений,
нашли самое широкое применение. Причем предпочтительно используются блок – сополимеры на основе оксидов алкиленов, где в качестве стартовых продуктов при их получении могут быть использованы
различные классы органических соединений, в основном это синтетические высшие спирты и кислоты. Следует отметить, что свойства таких продуктов находятся в прямой зависимости от молекулярной массы оксиэтильных и оксипропильных цепей, их количественного соотношения и от свойств стартового вещества.
По растворимости в различных средах различают водорастворимые, водомаслорастворимые и маслорастворимые деэмульгаторы.
Для блок-сополимеров способность растворяться в указанных средах
46
определяется свойствами стартового вещества, соотношением числа
№
Реагент
Температура +25
0
С
Деэмуль-
гирую-
щая эф-
фек-
тивность,
%
Отстой воды в %, за время в мин.
15
30
60
120
180
1
СНПХ-4410
8,5
10
14,5
17
20
54
2
СНПХ-4460
9
11
14
16,5
21,5
58
3
СНПХ-4480
11
12,5
16
19
24
65
4
СНПХ-4870
10,5
12,5
15,5
18,5
23
62
5
СНПХ-4315Д
8
10
15
18
19,5
53
6
СНПХ-4114
14
16
20
25
31
84
7
СНПХ-4103
7,5
10
13
18
20,5
55
гидрофильных (оксиэтильных) и гидрофобных (оксипропильных)
групп в полиалкильной цепи, а также их расположением в цепи.
При удлинении оксиэтиленовой цепи растворимость НПАВ в
воде увеличивается. Гидрофобные свойства НПАВ регулируются количеством присоединенных оксипропильных групп (блоков). При
увеличении их в цепи и расположении оксипропильного блока в конце
цепи растворимость в воде резко снижается.
Использование маслорастворимых деэмульгаторов более
предпочтительно, поскольку они в меньшей степени вымываются водой из нефти, что приводит к снижению их расхода на тонну нефти в
процессах деэмульсации.
В России на нефтяных месторождениях в основном используются импортные реагенты фирм HOEHST (диссолваны), BASF, BEKKER (сепаролы) и др. Из отечественных – это Реапон-4В, дипроксамин-157, а также композиции на их основе. Ассортимент используемых импортных реагентов – деэмульгаторов в нефтяной промышленности составляет 10%. Ниже в качестве примера (таблицы 2.2, 2.3)
приводится эффективность наиболее широко используемых реагентов-деэмульгаторов, испытанных в НИИНЕФТЕПРОМХИМ на
нефтях Республики Удмуртия при разных температурах (25 и 45
0
С).
Таблица 2.2 – Результаты испытаний деэмульгирующей актив-
ности реагентов при температуре +25
0
С
47
Окончание таблицы 2.2
№
Реагент
Температура: +25
0
С
Деэмуль-
гирую-
щая эф-
фек-
тивность,
%
Отстой воды в %, за время в мин.
15
30
60
120
180
8
СНПХ-4880Д
6
9,5
13
16
18
49
9
Дипроксамин
-157-65М
6 8 12
16
18
49
10
Реапон-4В
8 9 14
16,5
19
51
11
Сепарол WF41
18
20
26
28
33
89
12
Без реагента
- - - - -
-
№
Реагент
Температура +45
0
С
Деэмуль-
гирую-
щая эф-
фек-
тивность,
%
Отстой воды в %, за время в мин.
15
30
60
120
180
1
СНПХ-4410
12
14
18
21
24
65
2
СНПХ-4460
13
15
18
20,5
26
70
3
СНПХ-4480
15
16
20
23
28
76
4
СНПХ-4870
12
15,5
18,5
22
27
73
5
СНПХ-4315Д
12
13
19
21,5
23,5
64
6
СНПХ-4114
18
20
24
29
35
95
7
СНПХ-4103
11
14,5
17
22
25,5
69
8
СНПХ-4880Д
10
14
17
20
22
59
9
Дипроксамин
-157-65М
10
12
15
19
21,5
58
10
Реапон-4В
12
13
18
20,5
23
62
11
Сепарол WF41
20
24
29
32
36
97
12
Без реагента
- - - - -
-
Таблица 2.3 - Результаты испытаний деэмульгирующей активности
реагентов при температуре +45
0
С
48
Испытания проводились на нефтяной эмульсии со скважины №2026
Ошворце-Дмитриевского месторождения Республики Удмуртия, обводненность эмульсии – 37%, удельный расход реагента составил
130г/т. Как видно из таблиц 2.2 и 2.3, с увеличением температуры при
одинаковом удельном расходе деэмульгирующая эффективность растет.
В настоящее время заметна тенденция использования в процессах деэмульсации композиционных реагентов, где преимущественно за счет синергетического эффекта усиливаются деэмульгирующие свойства и снижается их расход на 1 т нефти.
Помимо этого широкое применение находит способ модификации уже используемых в нефтяной промышленности реагентов, поскольку при сравнительно небольших промышленных затратах, изменяются качественные и количественные характеристики продукта, в
частности, гидрофильно-липофильный баланс (ГЛБ), технологические
свойства. В данном случае под технологическими свойствами подразумевается обеспечение качества подготовленной нефти в соответствии с требованиями ГОСТ 51858-2002, при оптимальных параметрах процесса, т.е. минимальном расходе реагента на 1 т нефти, низких
температурах и сокращении продолжительности процесса подготовки
нефти.
Лабораторный практикум
Учитывая вышеизложенное, в лабораторном практикуме по
прикладной химии в разделе «Разрушение нефтяных эмульсий» в качестве примеров предлагается выполнение лабораторных работ в двух
направлениях:
1. Модификация используемого в нефтяной промышленности Реа-
пона-4В - блоксополимера на основе этиленгликоля и оксидов
этилена и пропилена. Определение некоторых физикохимических показателей исходного и модифицированного продуктов. Сравнение деэмульгирующей активности обоих продуктов.
2. Создание композиционных материалов на основе двух или более
широко используемых промышленных реагентов, с последующим
определением деэмульгирующей активности исходных и полученных продуктов.
49
Наименование показателя
Значение
Метод
контроля
1. Внешний вид
Прозрачная жидкость
без механических
примесей от светло-
желтого до светло-
коричневого цвета
По п. 1
2. Массовая доля сухого
остатка, %, в пределах
50-60
По п. 2
3. Температура посветления,
0
С, в пределах
45-65
По п. 3
4. Вязкость кинематическая при 250С, мм2/с, в
пределах
25-40
По ГОСТ 33 и
п. 4.4
5. Температура застывания,
0
С, не выше
Минус 50
По ГОСТ
20287, метод Б
и п. 4.5
По первому направлению в лабораторной работе предлагается
предусмотреть выполнение следующих этапов:
1. Модификация широко используемого в нефтяной про-
мышленности деэмульгатора Реапона-4В при взаимодействии с диметилфосфитом.
2. Определение температуры посветления исходного и мо-
дифицированного продуктов.
3. Определение деэмульгирующей активности указанных
реагентов.
4. Определение остаточной воды в нефти по ГОСТ-2577.
5. Обработка и обсуждение полученных результатов.
6. Выводы.
На первой стадии приводятся требования нормативной документации, физико-химические свойства исходных продуктов.
Физико-химические показатели Реапона-4В приведены в таб-
лице 2.4.
Таблица 2.4 - Показатели Реапона-4В по ТУ2226-005-
10488057-94 изм. 1,2,3,4
50
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]