Технология обезвоживания нефти


Подготовка нефтей к анализу. Обезвоживание нефтей

Сырые нефти обычно содержат воду (от следов до 90 - 95%).

Существует несколько наиболее часто используемых лабораторных методов обезвоживания нефтей:

  1. Если в образце много воды, то для ее отделения смесь помещают в делительную воронку, отстаивают и сливают нижний слой. Затем нефть обезвоживают с помощью CaCl2 ( эффективность 97%). Легкие нефти и конденсаты выдерживают над CaCl2 прикомнатнойтемпературе 2-3 дня. Более тяжелые смолистые нефти с CaCl2 нагревают на водяной бане в круглодонной колбе с обратным холодильником. По окончании высушивания нефть фильтруют через стеклоткань.

  2. Нефть, содержащую глинистый раствор, отстаивают в делительной воронке, затем отбирают верхнюю часть, переносят в колбу и сушат над CaCl2

  3. Если нефть не содержит легких фракций, то ее растворяют в бензоле, фильтруют. При последующей отгонке на водяной бане (до 100 С) вместе с бензолом удаляется и вода.

  4. Сильноэмульгированные нефти обезвоживают с помощью деэмульгаторов, однако это запрещено при геохимических исследованиях.

  5. В последнее время используют обезвоживание в автоклаве, где эмульсия разрушается при повышенной температуре и давлении.

Промысловая подготовка нефти

Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный

(нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород,

затвердевшего цемента).

Большинство месторождений нефти эксплуатируются методом искусственного заводнения, который обеспечивает поддержание пластового давления и высокий темп извлечения нефти. Сырые нефти обычно содержат воду (от следов до 90-95%), которая может находиться в виде: растворенной, диспергированной (эмульсия) и свободной. Содержание растворенной воды зависит в основном от химического состава нефти и температуры. С повышением темпе­ратуры растворимость воды увеличивается во всех углеводоро­дах. Наибольшей растворяющей способностью по отношению к воде обладают ароматические углеводороды.

Пластовая вода – это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования.

Эмульсия - это гетерогенная система, состоящая из двух несмешиваю щихся или мало смешивающихся жидкостей, одна из которых дисперги рована в другой в виде мелких капелек (глобул) диаметром, превышающим 0,1 мкм. При образовании эмульсий образуется огромная поверхность дис персной фазы. На такой огромной межфазной поверхности может адсорби роваться большое количество стабилизирующих эмульсию веществ - эмульгаторов. Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует (происходит тонкое ее измельчение или рассеивание) в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию.

Основными эмульгаторами и стабилизаторами эмульсий являются высокомолекулярные соединения нефти (асфальтены, смолы и высокоплавкие парафины) и высокодиспергированные твердые минеральные частицы. Устойчивость образующихся эмульсий зависит не столько от концентрации эмульгаторов (асфальтенов, смол и др.) в нефти, сколько от их степени дисперсности, которое в свою очередь определяется содержанием в нефти парафиновых и ароматических углеводородов и наличием в них веществ, обладающих дефлокулирующим действием.

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

Основные принципы технологических процессов промысловой подготовки нефти и воды. Продукция нефтяных скважин прежде всего подвергается процессу сепарации (отделению от нефти газа, а также воды). Сепарацию нефти выполняют в специальных агрегатах-сепараторах, которые бывают вертикальными и горизонтальными.

Обезвоживание и обессоливание нефти – взаимосвязанные процессы, так как основная масса солей сосредоточена в пластовой воде, и удаление воды приводит одновременно к обессоливанию нефти. Для обезвоживания (деэмульсации) и обессоливания нефти применяется большое количество различных методов. Одной из основных причин обилия методов считается разнообразие качеств, обеспечивающих устойчивость эмульсий. Одни из нефтей, например, легко поддаются отстою, другие – не отстаиваются совершенно, но разлагаются химическими методами, третьи - электрогидратацией и т. д.

Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

1. Механические методы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти

    1. Физико-химические и химические методы: термохимические методы, использование деэмульгаторов

3. Электрические методы: электрообессоливание и электрообезвоживание нефти.

Механические методы. К этой группе относятся способы разложения эмульсий естественным путем или же с применением таких мероприятий, которые способствовали бы механическому разрушению защитных пленок.

Водонефтяные эмульсии являются весьма стойкими системами, и, как правило, под действием одной только силы тяжести не расслаиваются. Для их разрушения требуются определенные условия, способствующие столкновению и слиянию капелек воды, и выделению последних из нефтяной среды. Сближение капелек воды, предшествующие их слиянию, так и выделение капель из эмульсий связано с их перемещением в нефтяной среде, обладающий определенной вязкостью и тормозящей это перемещение.

Скорость оседания капель воды в нефтяной среде зависит от радиуса, разности плотностей воды и нефти, ускорения силы тяжести и вязкости нефти. Следовательно, если размеры капель и разность плотностей воды и нефти незначительны, а вязкость нефти высокая, то скорость выпадения капель весьма низкая, и практически эмульсия не расслаивается даже в течение длительного времени. Наоборот, при большом размере капель, значительной разности плотностей и низкой вязкости расслоение эмульсии идет очень быстро. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти – малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50–70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность. В некоторых случаях для интенсификации расслоения особо стойких высокодисперсных эмульсий прибегают к использованию более эффективных центробежных сил, превосходящих гравитационные силы в десятки тысяч раз. Для этого эмульсию подвергают обработке в центрифугах или сепараторах. Несмотря на высокую разделяющую способность, этот способ для деэмульгирования нефти применяют лишь иногда - при обезвоживании флотского мазута, масел. Основными причинами ограниченного применения центрифугирования является низкая производительность сепараторов и значительные сложности в их эксплуатации.

Физико-химические и химические методы. К этой группе относится применение различного рода реагентов - деэмульгаторов. Благоприятное влияние некоторых деэмульгаторов на разложение эмульсий настолько эффективно, что многие из них находят широкое применение для деэмульгации и обессоливания нефтей в промышленных условиях.

Преимущество широкого применения деэмульгаторов обусловлено, во первых, простотой. Для некоторых, особенно эффективных препаратов все необходимое оборудование установок ограничивается бачком для хранения и дозировки деэмульгатора и насосом для подкачки его в эмульсию. При этом достигается хорошее обезвоживание и обессоливание нефти, даже без применения промывки водой.

Для снижения или прекращения процесса старения эмульсии необходимо как можно быстрее смешать ее с эффективным деэмульгатором. Нефть с небольшим содержанием воды в виде высокодисперсной эмульсии, прошедшей стадию старения, почти невозможно полностью обессолить существующими способами. Та же нефть, подвергнутая на нефтепромысле глубокому обезвоживанию и обессоливанию с применением деэмульгатора до остаточного содержание солей 40-50 мг/л, практически полностью обессоливается на электрообессоливающих установках нефтеперерабатыва ющих заводов. При способе термохимической деэмульгации факторами, обеспечивающими приемлемые для нефтепромыслов время и качество отстоя эмульсии, являются небольшой подогрев нефти до 30-60оС и подачу деэмульгатора. Расход деэмульгатора для подготовки нефти на промыслах и НПЗ колеблется от 20 до 100 г/т в зависимости от состава нефти и устойчи- вости образующейся эмульсии.

Современные эффективные деэмульгаторы по своей химической природе в большинстве случаев представляют собой полигликолевые эфиры, также используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах: от 5–10 до 50–60 г на 1 т нефти.

Наилучшие результаты показывают неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что приводит к слиянию мелких капель в крупные, то есть возникает процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, то есть при термохимических методах за счет снижения вязкости нефти при нагреве происходит облегчение процесса коалесценции капель воды. Другим обстоятельством, нередко определяющим выбор метода деэмульсации, оказываются местные условия на заводах и промыслах.

При наличии на заводе какого-либо отхода производства, способного в большей или меньшей степени расслаивать эмульсию, он нередко используется для деэмульсации, даже если и дает мало удовлетворяющие результаты. При отсутствии на заводе или промысле пресной воды приходится отказываться от применения методов обессоливания, требующих промывки водой.

Для достижения обессоливания, при достаточно высокой минерализации эмульсионной воды, необходимо удаление ее по крайней мере до 0,1%. Положение еще больше осложняется, когда в нефти имеются «сухие» соли, совершенно не удаляемые обычными методами. Поэтому в таких случаях для собственно обессоливания приходиться прибегать к дополнительной операции – промыванию нефти водой. С этой целью предварительно деэмульгированная тем или иным способом нефть вновь эмульгируется с пресной водой, и полученная эмульсия подвергается повторному разложению обычно тем же методом

Электрические методы. Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электрообессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты – электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20–30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50 –70 °С.

Разложение эмульсий электрическим методами, ввиду сравнительной простоты необходимых для этой цели установок, применимости для большинства эмульсий и достаточной надежности в работе, получило широкое распространение. Электрический способ разрушения эмульсий применяют на нефтеперерабатывающих заводах при обессоливании нефти на ЭЛОУ (электроочистительных установках), а также при очистки нефтепродуктов от водных растворов щелочей и кислот (электрофайнинг).

В обоих случаях используют электрическое поле высокой напряженности. Под действием электрического поля взвешенные частицы воды сливаются в более крупные, которые под действием силы тяжести осаждаются вниз. Отстоявшаяся вода с растворенными в ней солями выводится из нижней части электородегидратора, обезвоженная нефть – из верхней части. Для достижения минимального содержания солей нефть промывают на ЭЛОУ, состоящих из 2 –3 последовательно соединенных ступеней электродегидраторов.

Основными технологическим параметрами процесса являются: температура, давление, удельная производительность дегидраторов, расход деэмульгатора, расход промывной воды и степень ее смешения с нефтью, напряженность электрического поля. Важным технологическим фактором является число ступеней обессолевания. Одним из важнейших параметров процесса обессоливания является температура. Применяемый на ЭЛОУ подогрев нефти позволяет уменьшить ее вязкость, что существенно повышает подвижность капелек воды в нефтяной среде и ускоряет их коалесценцию. Вместе с тем подогрев нефти на ЭЛОУ может приводить к увеличению электропроводности нефти и, соответственно, повышению расхода электроэнергии, усложняющих условия работы проходных и подвесных изоляторов. Поэтому подогрев разных нефтей на ЭЛОУ проводят в интервале температур 60 –1500С, выбирая для каждой нефти оптимальное значение, обеспечивающее минимальные затраты на ее обессоливание.

Существуют и другие меры воздействия на эмульсию, например перемешивание, вибрация, обработка ультразвуком, фильтрация, способствующие, в основном, укрупнению капелек воды,

Для разрушения эмульсии в процессах обезвоживания и обессоливания нефти широкое применение, совместно с отстоем, нашли перечисленные выше первые четыре меры воздействия на эмульсию: подогрев, добавка деэмульгатора, электрообработка, перемешивание. При этом обычно применяют одновременно несколько мер воздействия. Такое комбинированное сочетание ряда факторов воздействия на эмульсию обеспечивает быстрое и эффективное ее расслоение. Так, при обезвоживании нефти на промыслах методом так называемого «трубного деэмульгирования» используют в присутствии деэмульгатора эффекты, возникающие при турбулентном движении эмульсионной нефти по трубопроводам, успешно сочетая их с отстоем в трубопроводах с ламинарным движением жидкости.

Подготовка пластовой воды к использованию. Вода, отделенная от нефти на УКПН (установка комплексной подготовки нефти), поступает на УПВ (установка подготовки воды), расположенную также на ЦПС (центральный пункт сбора). Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80 %, то есть с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды.

Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а, следовательно, приводят к нарушению контакта "вода–нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.

В герметизированной системе в основном используют три метода:

отстой, фильтрование и флотацию.

Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах – отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках.

Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например, через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду.

Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, оседают на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ–750, УОВ–3000 и УОВ–10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 3000 и 10000 м3/сут.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки.

Стабилизация нефти. При хранении нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются инициаторами (возбудителями) интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды.

В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации (способ разделения жидких смесей, основанный на испарении) или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепаратор из подогретой до 40–80 оС нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляют в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды

Семинар 2

studfiles.net

Обезвоживание и обессоливание нефти

Это процессы очистки нефти от воды и минеральных солей. Глубокое обессоливание нефти обеспечивает снижение коррозии и уменьшение отложений в аппаратуре, улучшение качества нефтяных фракций, в том числе и по содержанию металлов. Нефть, поступающая в колонну атмосферной ректификации, должна содержать воды не более 0,2 мае. % и солей не более 5 мг/л, в то время как в добываемой из скважины нефти содержание воды может быть от 5 до 90 % и минеральных солей до 10-15 кг/т. После промысловой подготовки нефти к транспорту содержание солей в ней снижается до 40-1800 мг/л и воды до 0,2-1,0 мае. %.

Уменьшение содержания солей в нефти с 8-14 до 3 мг/л снижает потери от коррозии и позволяет не только увеличить межремонтный период работы установок ректификации нефти и мазута от 1-2 до 3-5 лет, но и продлить межремонтный период работы установок вторичной переработки нефтяных фракций, а также уменьшить расход технологического топлива, реагентов и катализаторов.

Вода и нефть взаимно нерастворимы, но при интенсивном перемешивании они образуют водонефтяную дисперсную смесь - эмульсию «вода в нефти», разделение которой в отстойниках не происходит из-за малого диаметра частиц диспергированной воды (от 0,1 до 1000 мкм). Минеральные соли присутствуют растворенными в воде, поэтому при обезвоживании нефти происходит и ее обессоливание. Разрушают водонефтяные эмульсии гидромеханическим, термохимическим и электротермохимическим методами, для чего создана и соответствующая аппаратура.

Гидромеханический метод отстаивания нефти с целью расслоения пластовой воды и нефти, а также для осаждения мелких частиц диспергированной воды в слое нефти осуществляется в гравитационных отстойниках различной конструкции. Отстойники - это обычно горизонтальные цилиндрические аппараты объемом 100-150 м3 с большой поверхностью раздела фаз, в которых отстаивание нефти происходит в течение 1-2 ч при температуре 120-140 °С и давлении до 1,5 МПа. Простое отстаивание нефти малоэффективно, но оно входит обязательным элементом во все другие методы обезвоживания.

Термохимический метод использует добавление в нефть деэмульгаторов, которые химически разрушают оболочку мельчайших глобул диспергированной воды. Мелкие глобулы воды объединяются друг с другом, и образовавшиеся глобулы крупного диаметра осаждаются с гораздо большей скоростью. Деэмульгаторы (5-50 г/т нефти) в смесителе добавляют к нефти, которая при температуре 60-100 °С направляется в горизонтальный отстойник. Деэмульгаторы чрезвычайно разнообразны, их состав и добавляемое количество подбирают экспериментально для каждой нефти разных месторождений. Наибольшее применение получили поверхностно-активные вещества (ПАВ): сульфанол, сульфоэфиры, оксиэтилированные жидкие органические кислоты (ОЖК), алкилфенолы (ОП-Ю и ОП-ЗО), нефтенолы, органические спирты (неонол, синтанол и др.), сополимеры этилен- и пропиленоксидов (диссольван, проксанолы, проксамин, кемеликс, сепарол и др.), дипроксамин, оксафоры, прохинор и др.

Глубокая очистка нефти от воды (до 0,1 мае. %) и солей (до 1-5 мг/л) достигается только электротермохимическим методом с интенсивным осаждением мелких частиц воды в сильном электрическом поле в присутствии больших количеств свежей промывочной пресной воды (5-7 мае. %). Сферические глобулы (капли) воды под действием переменного электрического поля деформируются, вытягиваются, «дрожат», соударяются и, наконец, сливаются в более крупные глобулы. Этому способствуют также и деэмульгаторы, разрывающие оболочки капель воды, и повышенная температура (120-130 °С), понижающая вязкость нефти. Все эти факторы вместе увеличивают скорость осаждения капель диспергированной воды, в которой растворены минеральные соли.

Очистка нефти от воды и солей начинается на нефтяном промысле (подготовка нефти к транспорту) и заканчивается на НПЗ, при этом возможны три-пять стадий очистки с использованием разных методов обезвоживания. Конечной стадией является электрообезвоживание нефти на НПЗ. Современная технологическая установка обезвоживания и обессоливания нефти с применением электродегидраторов может быть автономной (например, ЭЛОУ-6, индекс 10/6) или быть блоком в составе комбинированной установки атмосферной ректификации нефти и вакуумной ректификации мазута (например, ЭЛОУ-АТ-8, индекс 13/1 или ЭЛОУ-АВТ-6, индекс 11/4). В последнем варианте нефть насосом прокачивается через теплообменную группу, где за счет тепла полученных нефтяных фракций нагревается до температуры 130-140 °С и под давлением 1,4-1,5 МПа через смеситель (для смешивания нефти с деэмульгатором и промывочной пресной водой) поступает в электродегидрато-ры первой ступени. Далее обезвоженная нефть вновь смешивается с деэмульгатором и промывочной пресной водой и поступает в электродегидраторы второй ступени, из которых обезвоженная и обессоленная нефть проходит теплообменную группу для нагрева до температуры 200-230 °С перед первой ректификационной колонной. Из электродегидраторов отводится дренажная соленая вода (с большей частью деэмульгатора и солями) для дальнейшей утилизации. Конструкции промысловых и заводских электродегидраторов несколько различаются. Типовой горизонтальный электродегидратор (рис. 2.10) имеет диаметр 3,4 м и длину 18-24 м, объем 160-200 м3 и расчетное давление 1,8 МПа. Внутри него располагаются два-три решетчатых электрода (несколько выше оси аппарата), которые подвешиваются на изоляторах к корпусу аппарата. Для работы используется высокое напряжение переменного электрического тока (22-44 кВ), расход электроэнергии составляет 2,5-5,0 Вт /м3 нефти.

enciklopediya-tehniki.ru

Обезвоживание и обессоливание нефти

Количество просмотров публикации Обезвоживание и обессоливание нефти - 1300

При добыче нефти в результате ее интенсивного перемешивания с водой образуются стойкие, трудно разделимые эмульсии, представляю­щие собой системы из двух взаимно нерастворимых жидкостей. Одна из них в виде мельчайших капель (дисперсная фаза) распределœена в другой (дисперсионная среда) во взвешенном состоянии. Без внешних воздей­ствий (нагревание и др.) эмульсии могут существовать как угодно долго. Этому способствуют и поверхностно-активные вещества (ПАВ), к кото­рым относятся сернистые соединœения, нафтеновые кислоты и др., содер­жащиеся в нефтях, особенно смолистых. Эти ПАВ, называемые также эмульгаторами, образуют на поверхности частиц дисперсной фазы проч­ный адсорбционный слой, препятствующий при столкновении частиц (капель) их слиянию и укрупнению. В промысловой и заводской практи­ке чаще всœего встречаются эмульсии ʼʼвода (дисперсная фаза) в нефти (дисперсионная среда)ʼʼ, хотя встречаются и противоположные — ʼʼнефть в водеʼʼ.

Стойкость нефтяных эмульсий определяется физико-химически­ми свойствами нефти, размером частиц дисперсной фазы (степень дисперсности), температурой и временем существования. Чем выше плот­ность и вязкость нефти, чем ниже температура и чем выше степень дис­персности (чем мельче капли), тем устойчивее эмульсия. Мелкодис­персными (трудноразделимыми) эмульсиями считаются эмульсии с размером капель до 20 мк (2 ‣‣‣ Ю-5 м), грубодисперсными — с размером частиц более 5 ‣‣‣ 10-5 м. Свежие эмульсии, существующие короткое вре­мя после выхода из скважины, разрушаются значительно легче, чем ʼʼста­рыеʼʼ, в связи с этим первичное обезвоживание и обессоливание следует про­водить на промыслах.

Нефтяные эмульсии разрушают механическим, химическим и элект­рическим методами. Отстаивание (механический метод) применимо к свежим нестойким эмульсиям, расслаивающимся за счёт разности плот­ностей нефти и воды. Чем больше эта разность и размеры водяных капель и чем меньше вязкость среды, тем полнее и быстрее протекает расслаива­ние. По этой причине нагрев эмульсий ускоряет данный процесс, увеличивая раство­римость в нефти защитной пленки эмульгатора и разность плотностей и уменьшая вязкость среды. В процессе отстаивания из нефти удаляется и основная доля механических примесей (песок, глина и др.).

Подготовку нефти к переработке осуществляют дважды: на нефте­промыслах и нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). На промыслах проводят первичную подготовку нефти — ее отстаивание и термохими­ческое обезвоживание, а в ряде случаев и обессоливание, в отстойниках установок подготовки нефти с применением деэмульгаторов — специ­альных ПАВ, которые адсорбируясь на границе раздела фаз нефть-вода, способствуют пептизации и растворению в нефти защитных оболочек глобул диспергированной в нефти воды.

При выборе деэмульгатора следует учитывать тип нефти (смолистая, па- рафинистая), содержание в ней воды, интенсивность перемешивания, темпе­ратуру, стоимость и др. Размещено на реф.рфДеэмульгатор не должен вызывать коррозию трубо­проводов и аппаратуры, иметь неприятный запах, быть токсичным продук­том, вызывать загрязнение окружающей среды, должен быть стабильным.

Ниже приведены ориентировочные удельные расходы деэмульгатора исходя из качества нефти.

Группа нефти Плотность нефти, кг/м3 Удельный расход,г/т
Легкие 760-840 Не более 5
Средние 840-880 Не более 10
Тяжелые 880-920 Не более 30
Очень тяжелые, высокосмолистые Выше 920 Не более 50

На ряде промыслов для обезвоживания и обессоливания нефти, кро­ме отстойников, применяют электродегидраторы, в которых водонефтяная эмульсия разрушается в переменном электрическом поле высокой напряженности.

Обессоливание нефти на НПЗ осуществляется на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Сущность процесса электрообессоливания нефти состоит в ее смешении с промывной водой и деэмульгатором с последующим отделœением соленой воды в электродегидраторах, где под действием переменного электрического поля высокой напряженности в сочетании с повышенной температурой водонефтяная эмульсия разру­шается.

При этом вода из нефти удаляется вместе с растворенными в ней хлористыми солями. Для достижения глубокого обессоливания нефть подвергают многократной промывке водой на ЭЛОУ, состоящей из 2-3 ступеней последовательно соединœенных электродегидраторов.

Схема блока ЭЛОУ

Рис. 3.1.

Использование электрического поля для целœей обезвоживания неф- тей впервые было осуществлено в 1909 ᴦ., в наше время ни один крупный нефтепромысел, ни один НПЗ не обходится без ЭЛОУ.

Независимо от типа электродегидраторов и схемы ЭЛОУ, принцип воздействия переменного электрического поля на нефтяную эмульсию остается одним и тем же. При попадании эмульсии в электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно, передвигаются внутри элемен­тарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. С переменой поляр­ности электродов капля вытягивается острым концом в противополож­ную сторону. В случае если частота переменного тока равна 50 Гц, капля будет изменять свою конфигурацию 50 раз в секунду. Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремящиеся к положительному электро­ду, сталкиваются друг с другом, и при достаточно высоком потенциале заряда происходит пробой диэлектрической оболочки капель, чему спо­собствует деэмульгатор, постепенно размывающий эту оболочку. В ре­зультате мелкие водяные капли сливаются и укрупняются, что способ­ствует их осаждению в электродегидраторе. Вода выводится снизу, а обез­воженная нефть — сверху электродегидратора. Обычно между электрода­ми напряжение составляет 27, 30 или 33 кВ.

На НПЗ Российской Федерации эксплуатируется около 100 ЭЛОУ (около 150 ЭЛОУ в бывшем СССР) трех базовых типов исходя из типа электродегидраторов и характера их связи с нефтеперегонными ус­тановками.

Первый тип — отдельно стоящие электрообессоливающие установ­ки, построенные в 40-50-х годах. На этих установках мощностью 0,6-1,2 млн.т/год обессоливание нефти осуществляют обычно в одну (реже в две) электрическую ступень в 12-ти вертикальных электродегидраторах объёмом по 30 м3 каждый. Нагрев нефти осуществляют водяным паром. Как правило, такие ЭЛОУ не связаны жестко с АВТ, в связи с этим после ЭЛОУ нефть охлаждают, сбрасывают в промежуточный резервуар, откуда она сырьевым насосом АВТ подается на перегонку.

Второй тип — в основном двухступенчатые ЭЛОУ производитель­ностью 2-3 млн. т/год, обычно комбинированные с AT или АВТ. В со­став ЭЛОУ входят шаровые электродегидраторы объёмом 600 м3, по одному аппарату в ступени. На большинстве таких установок нагрев нефти осуществляют не водяным паром, а за счёт тепла продуктов пе­регонки нефти. Обессоленная нефть после ЭЛОУ не охлаждается, а минуя промежуточный резервуар, поступает на прием сырьевого на­соса АВТ.

Третий тип — двухступенчатые (иногда трехступенчатые) блоки ЭЛОУ, комбинированные с AT или АВТ, в состав которых входят созданные в конце 60-х годов горизонтальные электродегидраторы, рассчитанные на давление до 1,8 М Па и температуру до 160°С. Здесь нагрев нефти осуще­ствляют также за счёт тепла продуктов перегонки. Вместе с тем, отсутству­ет промежуточный сырьевой насос. Такие современные блоки ЭЛОУ вхо­дят в состав установок ЭЛОУ-АВТ или AT мощностью 3-9 млн.т/год.

В перерабатываемой нефти допустимым является остаточное содер­жание солей не более 3 мг/л. В основном содержание солей на НПЗ остается на уровне — до 10-15 мг/л.

Как показывает опыт работы ЭЛОУ, для нефтей, поступающих на НПЗ с содержанием солей до 100 мг/л, а также для некоторых нефтей с содержани­ем солей до 100-300 мг/л и концентрацией хлоридов в пластовой воде ниже 7,5%, достаточно двух ступеней обессоливания. Стоит сказать, что для нефтей с содержанием солей выше 300 мг/л или 100-300 мг/л, но с концентрацией хлоридов в пла­стовой воде выше 7,5%, требуется три ступени обессоливания.

Вертикальные электродегидраторы, входящие в состав ЭЛОУ неболь­шой производительности (1,0-1,5 млн.т/год), вследствие их малого объе­ма, устанавливают параллельно в каждой ступени по 6-12 аппаратов, что затрудняет равномерное распределœение потоков нефти и воды и услож­няет их обслуживание.

Недостатком шаровых электродегидраторов, несмотря на их высокую производительность, является невозможность осуществлять их жесткую связь с перегонными установками, так как они рассчитаны на сравнительно низ­кое давление (0,6-0,7 МПа). Строить же их наболее высокое давление слож­но и дорого. Даже при таком низком давлении толщина стенки электроде- гидратора из-за большого их диаметра составляет 24 мм. При более высоком давлении толщина стенки должна быть еще больше. Кроме этого, шаровые электродегидраторы из-за своего большого диаметра не могут доставляться желœезнодорожным и другими видами транспорта в собранном виде к месту их установки и требуют подетальной сборки сегментов на месте их монтажа. Сборка сегментов на заводах-изготовителях по этой причинœе исключена.

Шаровой электродегидратор (рис. 3.1) представляет собой сферичес­кую емкость диаметром 10,5 м. В шаровых электродегидраторах имеется три сырьевых ввода, расположенныхравномерно вокруг вертикальной оси дегидратора на расстоянии трех метров от нее, и, соответственно, три пары электродов. Расстояние между верхним и нижним электродом каж­дой пары 150 мм.

Принципиальная схема ЭЛОУ, оборудованной шаровыми электродегидраторами, приводится на рис. 3.2. Сырая нефть забирается из резерву­ара насосом Н-1 и прокачивается через теплообменник Т-1, где нагревает­ся теплом обессоленной нефти, уходящей с установки на первичную пере­работку, и далее догревается до температуры 70-100°С острым паром в теп­лообменнике Т-2. Обессоливание нефти производится в две (или три) сту­пени в шаровых электродегидраторах Э-1 и Э-2. Перед входом на первую ступень насосом Н-3 в нефть подается вода и смешивается с нефтью в тру­бопроводе за счёт создаваемого клапанами-регуляторами давления С-1 и С-2 перепада давления 0,05-0,07 МПа. Количество подаваемой воды за­висит от ряда факторов и составляет от 10 до 25%. Вода образует с нефтью эмульсию и растворяет соли, находящиеся в нерастворенном состоянии.

Как показывает опыт работы ЭЛОУ, для нефтей, поступающих на Н ПЗ с содержанием солей до 100 мг/л, а также для некоторых нефтей с содержани­ем солей до 100-300 мг/л и концентрацией хлоридов в пластовой воде ниже 7,5%, достаточно двух ступеней обессоливания. Стоит сказать, что для нефтей с содержанием солей выше 300 мг/л или 100-300 мг/л, но с концентрацией хлоридов в пла­стовой воде выше 7,5%, требуется три ступени обессоливания (табл. 3.2).

Вертикальные электродегидраторы, входящие в состав ЭЛОУ неболь­шой производительности (1,0-1,5 млн.т/год), вследствие их малого объе­ма, устанавливают параллельно в каждой ступени по 6-12 аппаратов, что затрудняет равномерное распределœение потоков нефти и воды и услож­няет их обслуживание.

Недостатком шаровых электродегидраторов, несмотря на их высокую производительность, является невозможность осуществлять их жесткую связь с перегонными установками, так как они рассчитаны на сравнительно низ­кое давление (0,6-0,7 МПа). Строить же их наболее высокое давление слож­но и дорого. Даже при таком низком давлении толщина стенки электроде- гидратора из-за большого их диаметра составляет 24 мм. При более высоком давлении толщина стенки должна быть еще больше. Кроме этого, шаровые электродегидраторы из-за своего большого диаметра не могут доставляться желœезнодорожным и другими видами транспорта в собранном виде к месту их установки и требуют подетальной сборки сегментов на месте их монтажа. Сборка сегментов на заводах-изготовителях по этой причинœе исключена.

Шаровой электродегидратор (рис. 3.1) представляет собой сферичес­кую ем кость диаметром 10,5 м. В шаровых электродегидраторах имеется три сырьевых ввода, расположенныхравномерно вокруг вертикальной оси дегидратора на расстоянии трех метров от нее, и, соответственно, три пары электродов. Расстояние между верхним и нижним электродом каж­дой пары 150 мм.

Принципиальная схема ЭЛОУ, оборудованной шаровыми электродегидраторами, приводится на рис. 3.2. Сырая нефть забирается из резерву­ара насосом Н-1 и прокачивается через теплообменник Т-1, где нагревает­ся теплом обессоленной нефти, уходящей с установки на первичную пере­работку, и далее догревается до температуры 70-100°С острым паром в теп­лообменнике Т-2. Обессоливание нефти производится в две (или три) сту­пени в шаровых электродегидраторах Э-1 и Э-2. Перед входом на первую ступень насосом Н-3 в нефть подается вода и смешивается с нефтью в тру­бопроводе за счёт создаваемого клапанами-регуляторами давления С-1 и С-2 перепада давления 0,05-0,07 МПа. Количество подаваемой воды за­висит от ряда факторов и составляет от 10 до 25%. Вода образует с нефтью эмульсию и растворяет соли, находящиеся в нерастворенном состоянии.

рис. 3.2

Рис. 3.1. Шаровой электродегидратор емкостью 600 м3: 1 — электроды; 2 — распределительная головка; 3 — устройство для регули­ровки расстояния между электродами; 4 — трансформатор; 5 — теплоизоляция

Частично обессоленная нефть с первой ступени поступает на вторую, по пути смешиваясь с вводимой водной промывкой. Во второй ступени происходит окончательное обессоливание и обезвоживание. Для обессо­ливания тяжелых нефтей используют третью ступень.

Вода, выделœенная из нефти, скапливается в нижней части электродегидратора и сбрасывается по регулируемому уровню в канализа­ционную систему. Между зеркалом воды и нижним электродом воз­никает также электрическое поле. При нормальной работе сила тока не должна превышать 10-20 А, в случае повышения уровня воды ток будет расти и при достижении значения 90 А напряжение на электро­ды отключится автоматически. Такое же явление может возникнуть и в случае, в случае если в пространство между электродами подавать сильно эмульгированную нефть или ловушечный продукт с большим содер­жанием воды.

Современные блоки ЭЛОУ комплектуются высокоэффективными горизонтальными электродегидраторами, рассчитанными на давление 1,8 МПа, что позволяет комбинировать их с установками AT или АВТ. Электрическое поле в них создается между горизонтальными электрода­ми, подведенными на изоляторах на серединœе высоты электродегидратора. Учитывая зависимость отвеличины подаваемого на электроды напряжения (22, 33 или 44 кВ) и расстояния между электродами (120-400 мм) напря­женность электрического поля меняется в пределах 100-300 кВ/м. Водо- нефтяную эмульсию вводят в межэлектродную или подэлектродную зоны, либо одновременно — в обе зоны.

В последнем случае электродегидратор оборудован дополнительным (третьим) электродом.

Сегодня на НПЗ эксплуатируются 3 модификации гори­зонтальных электродегидраторов (рис. 3.3.):

2 ЭГ160 —двухэлектродный с вводом нефти в подэлектродную зону;

2 ЭГ160/3 — трехэлектродный с вводом нефти в зону между нижним и средним электродами;

2ЭГ160-2 — трехэлектродный с вводом нефти совместно в зону меж­ду нижним и средним электродами и в подэлектродную зону.

Четвертая модификация горизонтальных электродегидраторов 2 ЭГ160-2М — трехэлектродный, с раздельными регулируемыми по по­токам вводами нефти: в зону между нижним и средним электродами и в подэлектродную зону, находится на стадии внедрения. Вместе с тем, на отдельно стоящих ЭЛОУ эксплуатируется небольшое количество гори­зонтальных электродегидраторов I ЭГ160, аналогичных 2 ЭГ160, рассчи­танных на давление 1 МПа и рабочую температуру 110°С. На рис. 3.4. приведен поперечный разрез типового электродегидратора типа ЭГ.

Рис. 3.3. Горизонтальные электродегидраторы разных модификаций: а - 2ЭГ 160; б - 2ЭГ 160/3; в - 2ЭГ 160-2; г - 2ЭГ 160-2М

ЭЛОУ комбинируются с установкой AT или АВТ, что позволяет дос­тичь значительной экономии энергоресурсов, необходимых для нагрева нефти в процессе обессоливания, за счёт использования тепла отходя­щих потоков нефтепродуктов с AT или АВТ и тепла циркуляционного орошения колонн. На рис. 3.5. представлена принципиальная схема бло­ка ЭЛОУ.

Подаваемая сырьевыми насосами нефть распределяется тремя парал­лельными потоками и нагревается в теплообменной аппаратуре за счёт тепла потоков, уходящих с АВТ-6: авиакеросина, дизельного топлива, циркуляционного орошения колонны К-2 (основная атмосферная ко­лонна), либо гудрона при работе вакуумной колонны К-10, либо мазута͵ в случае если К-10 не работает. После теплообменников нагретая нефть собирается в коллектор и распределяется в шесть электродегидраторов Э-1+ Э-6 первой ступени. Смешение нефти с промывной водой перед пер­вой ступенью осуществляется в трубопроводе на входе в электродегидра­торы за счёт перепада давления, создаваемого регуляторами давления, установленными на этих трубопроводах.

Перепад поддерживается на уровне 0,05-0,15 МПа. Подача воды про­изводится непосредственно перед регуляторами давления. Должна ис­пользоваться вода, не содержащая солей (конденсат, химически очищен­ная), но в связи с ее дефицитом используется вода для пожарно-технических нужд.

Частично обессоленная нефть собирается в верхней части Э-1-к Э-6 и через сборный коллектор направляется в электродегидраторы Э-7+Э-12 второй ступени обессоливания.

Расход воды по регламенту составляет до 10% на всю нефть. Факти­чески за счёт опыта работы, применения новых деэмульгаторов и дру­гих мероприятий расход воды составляет 5-6% или на каждую ступень 2,5-3%.

Рис.3.4 Поперечный разрез горизонтального электродегидратора типа ЭГ.

1 – штуцер ввода сырья 2 – нижний распределитель сырья 3 - нижний электрод; 4 — верхний электрод; 5 — верхний сборник обессоленной нефти; 6 — штуцер вывода обессоленной нефти; 7 — штуцер проходного изолятора; 8 — подвесной изолятор; 9 — дренажный коллектор; 10 — штуцер вывода соленой воды

Рис. 3.5. Принципиальная схема блока ЭЛОУ установки АВТ-6

Н-1 — насос сырой нефти; Н-2 — насос подачи воды; Н-3 — насос подачи деэмульгатора; Т-4, Т-5, Т-6 — теплооб­менники нагрева нефти; С-1 — смесительные клапаны; Е-18 — емкость отстоя дренажной воды; Э — электродегид­раторы.

После II-й ступени обессоливания нефтьс содержанием солей 3-4 мг/л и воды 0,1 -0,2% направляется через соответствующие теплообменники в колонну К-1 — предварительный испаритель.

В качестве деэмульгаторов применяются нефтерастворимые деэмульгаторы ʼʼСепарол 5271ʼʼ, ʼʼКемеликс 3398ʼʼ, ʼʼВиско-412ʼʼ. Расход деэмуль­гатора составляет 4-5 г/т. Эти деэмульгаторы не требуют разведения и подаются насосом в чистом виде.

В верхней части электродегидратора имеется блокировка по уровню, отключающая напряжение на электроды в случае образования ʼʼгазовой пробкиʼʼ вверху или падения уровня. Для дополнительной очистки дре­нажных стоков ЭЛОУ от нефтепродуктов на установке предусмотрена емкость Е-18, откуда отстоявшийся нефтепродукт должна быть возвращен на переработку. Стоки ЭЛОУ после Е-18, имеющие температуру около 100°С и выше, направляются на блоках захолаживания в аппараты воздуш­ного охлаждения и далее на очистные сооружения. Стоит сказать, что для нормальной и безаварийной работы электродегидраторов, обеспечивающих продолжи­тельность межремонтного периода всœей установки AT или АВТ необхо­димо соблюдение ряда условий, а именно:

1. Своевременно, в соответствии с графиком планово-предупреди­тельного ремонта͵ производить ревизию электродегидраторов, трансфор­маторов, коммутационной аппаратуры на электрощите, осмотр, чистку, испытание на повышенное напряжение проходных и подвесных изоля­торов, проверку автоматических устройств, блокировок, сигнализации, состояния изоляции и заземления.

2. Производить заполнение электродегидраторов только отстоенной от воды нефтью, периодически контролируя ее обводненность.

3. Подачу напряжения производить только после полного заполне­ния электродегидратора, вытеснения газа и создания соответствующего давления.

4. При работе электродегидратора на конкретной нефти следует вы­бирать рабочее давление, исключающее создание газовой подушки, про­изводительность изменять постепенно, а сброс дренажных вод из элект­родегидраторов производить плавно.

5. Пропарку электродегидраторов производить паром, имеющим тем­пературу не выше 160°С, во избежание разрушения проходных и подвес­ных изоляторов.

6. Регулярно, желательно не реже одного раза в год, производить чи­стку электродегидраторов от грязи.

Основными технологическими параметрами процесса электрообессоливания нефти являются: температура, давление, расход промывной воды и степень ее смешения с нефтью, обусловливаемая перепадом дав­ления на смесительном устройстве, расход деэмульгатора и удельная про­изводительность электродегидраторов.

Как уже отмечалось, подогрев нефти до определœенной оптимальной температуры снижает вязкость нефти, что облегчает седиментацию (осаж­дение) капель воды, способствует большей растворимости в нефти аб­сорбционных пленок и тем самым снижению их механической прочнос­ти. Одновременно при повышении температуры увеличивается скорость движения капель и вероятность их столкновения, что в конечном резуль­тате ускоряет их коалесценсию.

В тоже время, с увеличением температуры растет упругость паров и соответственно повышается давление в аппаратах, резко увеличивается расход электроэнергии в электродегидраторах вследствие повышения электропроводности нефти, значительно усложняются работы проход­ных и подвесных изоляторов. Вместе с тем, повышение температуры вле­чет за собой дополнительные затраты на охлаждение дренируемой из электродегидраторов воды перед ее сбросом в канализацию. Для каждой нефти, исходя из ее свойств, имеется определœенный технологи­ческий и технико-экономический оптимум температуры обессоливания.

Исследования и опыт работы промышленных ЭЛОУ показывает, что для легких нефтей с низкой вязкостью, не образующих устойчивых эмуль­сий (типа западносибирских), достаточно поддерживать температуру в электродегидрарах на уровне 70°С. Стоит сказать, что для нефтей типа ромашкинской, прикамской, мангышлакской и туркменской (см. табл. 3.2.) оптимальной следует считать температуру обессоливания в пределах 100- 120°С. Подо­грев нефти до более высоких температур (130-150°С) должна быть реко­мендован лишь для некоторых тяжелых и вязких нефтей, образующих устойчивые эмульсии (к примеру, мордово-кармальской битуминозной).

Давление в электродегидраторах обусловливается упругостью нефтя­ных паров, необходимыми перепадами давления между ступеням и ЭЛОУ, гидравлическим сопротивлением участков технологической схемы пос­ле блока ЭЛОУ и не должно превышать давления, на ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ рассчитаны электродегидраторы (см. табл. З.1.).

О роли деэмульгаторов при обессоливании нефти уже говорилось.

В качестве деэмульгаторов используются ПАВ, главным образом, неионогенные.

При применении водорастворимых деэмульгаторов подача их толь­ко на 1-ю ступень не является оптимальной, так как часть деэмульгато­ра переходит в дренажную воду, его содержание в нефти с каждой ступе­нью уменьшается и может оказаться недостаточным для разрушения водонефтяной эмульсии. В связи с этим для обеспечения нормальной работы всœех ступеней деэмульгатор приходится подавать с большим из­бытком, что увеличивает затраты на обессоливание. Более рациональ­ной является подача водорастворимого деэмульгатора раздельно по сту­пеням.

Водорастворимые деэмульгаторы подают в виде 1-2%-ных растворов. Нерастворимые в воде деэмульгаторы применяют в товарном виде и по­дают в нефть без разбавления. Такая подача менее трудоемка и более технологична, так как не требует наличия громоздкого узла приготовле­ния раствора и обеспечивает бесперебойную подачу заданного количе­ства деэмульгатора. Деэмульгаторы целœесообразно подавать в поступаю­щую в нефть промывную воду, что обеспечивает их более равномерное распределœение в объёме нефти.

Для глубокого обессоливания нефтей, при промывке которых обра­зуется дренажная вода с низкой величиной рН (к примеру, арланских и прикамских) наряду с деэмульгатором требуется подача щелочи в преде­лах, обеспечивающих доведение рН до 7,0-7,5. Ориентировочный рас­ход щелочи в ступени, необходимый для повышения рН дренажной воды на единицу, составляет 10 г/т.

Важно заметить, что для сокращения расхода пресной воды и количества стоков на мно­гих ЭЛОУ пресную воду подают только на последнюю ступень, а затем повторно используют дренажную воду с последующей ступени для про­мывки нефти в предыдущей. Такая схема позволяет значительно (в 2-3 раза) снизить потребление пресной воды и количество загрязненных сто­ков без ущерба для качества обессоливания.

Дальнейшее сокращение расхода пресной воды и количества стоков на ЭЛОУ должна быть достигнуто, в случае если повторно использовать воду не только со ступени на ступень, но и внутри ступеней, ᴛ.ᴇ. при рециркуля­ции дренажной воды. В этом случае можно обеспечить глубокое обессо­ливание нефтей до остаточного содержания солей 1-3 мг/л при общем расходе пресной воды всœего i-4% (для труднообессоливаемых нефтей с высоким содержанием солей — до 7%).

Для обеспечения глубокого обессоливания нефти (до 3 мг/л) содер­жание хлоридов в подаваемой на ЭЛОУ воде не должно превышать 300 мг/л (в пересчете на хлористый натрий). Такое требование к качеству промывной воды вызвано тем, что в обессоленной нефти всœегда остается неĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ количество воды, а вместе с ней и солей. Содержание сульфатов и карбонатов в подаваемой на ЭЛОУ воде также не дол­жно превышать 300 мг/л во избежание образования осадков в коммуникациях и теплообменной аппаратуре ЭЛОУ.

Содержание сероводорода в про­мывной воде во избежание коррозии не должно превышать 20 мг/л.

Предельное содержание фенолов и аммиака в промывной воде может со­ставлять до 50 мг/л.

Среда промывной воды должна быть нейтральной или слабощелоч­ной. При значениях рН дренируемой воды ниже 6 процесс вымывания солей идет плохо, при значениях рН выше 8 в ней повышается содержание нефте­продуктов, ᴛ.ᴇ. увеличивается загряз­ненность стоков ЭЛОУ.

На ЭЛОУ обычно используется речная вода. Ввиду ужесточения тре­бований по охране окружающей среды изыскиваются другие источники воды (оборотная вода, технологические кон­денсаты и др.).

При этом в конденсатах находятся сульфиды и гидросульфиды аммония, которые при нагревании распадаются на сероводород и аммиак. Их содержание колеблется от десятков до нескольких тысяч миллиграммов на литр, в связи с этим технологический конденсат можно ис­пользовать на ЭЛОУ только после спе­циальной очистки, к примеру, отдувки из него сероводорода и аммиака водя­ным паром или углеводородным газом.

В процессе обессоливания нефти большое значение имеет оптимальное смешение нефти с промывной водой и деэмульгатором.

referatwork.ru

Способы обезвоживания и обессоливания нефти — МегаЛекции

Существуют следующие основные методы разрушения нефтяных эмульсий: гравитационный отстой; центрифугирование; фильтрация; термохимический метод и деэмульсация нефти с применением электрических полей.

Гравитационный отстой происходит за счет разности плотностей пластовой воды (1050-1200 кг/м3) и нефти (790-960 кг/м3) в отстойниках или резервуарах. Гравитационный отстой может осуществляться без нагрева эмульсии, когда нефть и вода не подвергаются сильному перемешиванию, в нефти практически отсутствуют эмульгаторы (особенно асфальтены) и обводненность нефти достаточно велика (более 50-60%). Гравитационный отстой в чистом виде (т.е. без нагрева и применения деэмульгаторов) применяется очень редко.

Этот способ предшествует окончательной обработке нефти. Если в эмульсию ввести большое количество воды при одновременном перемешивании, то происходит диспергирование нефти в воде, т.е. обращение фаз, и при создании определенных условий – немедленное расслаивание нефти и воды. Капли воды, сливаясь, оседают. Вымывание капель в воде происходит тем быстрее, чем вязкость нефти больше вязкости воды. При этом сокращается время отстоя. Этим способом можно отделять основную массу пластиковой воды от нефти.

При применении описанного способа можно исключить совместное транспортирование большого количества балласта с нефтью и осуществить без значительных капиталовложений подачу ее на большие расстояния до центральных узлов подготовки нефти.

Характерной особенностью способа следует считать почти полное исключение расхода теплоты на технологические нужды. Принципиальную схему проведения данного процесса можно представить в след.виде. Нефтяная эмульсия из промежуточной емкости системы сбора нефти поступает на прием насосов, куда в необходимом количестве подаются деэмульгатор и пластовая вода для осуществления обращения фаз. Обращенная эмульсия поступает в отстойники, в которых отстаивается основное количество пластовой воды. Отстоявшаяся нефть при обводненности 5-6% под остаточным давлением отводится по трубопроводам для последующей обработки. Отстоявшаяся вода с реагентом, необходимые для обращения фаз эмульсии, вновь поступают на смешивание со свежей эмульсией, избыток пластовой воды из отстойника сбрасывается в канализационные коллекторы для последующей очистки и закачки в поглощающие или продуктивные горизонты.

Для деэмульсации используется также центрифугирование. Нефтяная эмульсия подается в центрифугу, в которой размещается быстро вращающийся направляющий аппарат, придающий ей определенное направление движения. Благодаря центробежной силе капли воды, как более тяжелые, приобретают большую скорость и стремятся выйти из связанного состояния, концентрируясь и укрупняясь вдоль стенок аппарата и стекая вниз. Обезвоженная нефть и вода отводятся по самостоятельным трубам.

Фильтрация. В практике эксплуатации нефтяных месторождений при движении в промысловых коллекторах наблюдается расслаивание нефтяных эмульсий при большой обводненности нефти, а иногда при малой, если эмульсия нестойкая. При этом нередко во взвешенном состоянии, что характерно для эмульсий с незначительной разностью плотностей. Для эмульсации таких нефтей иногда пользуются способом фильтрации, основанным на явлении селективного смачивания. Фильтрующее вещество должно отвечать след. требованиям: иметь плотность и упругость, достаточные для того, чтобы глобулы воды при прохождении растягивались и разрушались; обладать хорошей смачиваемостью, благодаря чему осуществляется сцепление молекул фильтрующего вещества и воды, что обусловливает изменение относительной скорости движения эмульсии и, как следствие, разрыв оболочки глобул воды.

Фильтрующие вещества должны иметь противоположный по знаку заряд, чем у глобул воды. Тогда при прохождении эмульсии через фильтр происходит снятие заряда с глобул воды, чем устраняется отталкивающая сила между ними. Укрупнившиеся капли воды стекают вниз, а нефть, свободно пройдя фильтр, выводится с установки. В качестве фильтрующих веществ используются такие материалы, как гравий, битое стекло, древесные и металлические стружки, стекловата и т.д. Особенно успешно применяется стекловата, обладающая хорошей смачиваемостью водой и несмачиваемостью нефтью, большой устойчивостью и долговечностью.

Подогретая до 70-90°С эмульсия прокачивается через фильтры. При прохождении эмульсии через фильтры отделившиеся капли воды укрупняются и стекают вниз, откуда сбрасываются в канализацию. Нефть из верхней части колонны либо последовательно подаются еще в одну колонну (если это требуется по условиям деэмульсации), либо через группу сырьевых теплообменников отводится с установки в емкость, либо поступает на обессоливание.

Термохимическое обезвоживание и обессоливание. Процессы обезвоживания и обессоливания технологически идентичны и сводятся к разрушению глобул водонефтяной эмульсии и созданию благоприятных условий для их слияния и последующего отстоя.

На промыслах Советского Союза наиболее распространено разрушение эмульсий термохимическими способами. Такое широкое распространение эти способы получили благодаря присущим им таким преимуществам, как возможность менять деэмульгаторы без замены оборудования и аппаратуры, предельная простота способа, нечувствительность режима к любым колебаниям содержания воды.

Недостатки: большие затраты на деэмульгаторы, через большие потери легких фракций нефти от испарения при отстаивании подогретой эмульсии в обычных негерметизированных резервуарах, повышенный расход теплоты, обусловленный большими потерями его в окружающую среду.

Термохимические установки, работающие под атмосферным давлением, следует признать самыми простыми в нефтедобывающей промышленности.

Собранная на промысле и освобожденная от газа нефтяная эмульсия по сборным коллекторам поступает в приемные резервуары, откуда насосами подается через подогреватели в отстойные резервуары. Перед поступлением на подогреватели в эмульсию вводится деэмульгатор, а иногда и рециркулируемая отстойная вода. Деэмульгатор подается дозировочным насосом, допускающим регулирование и обеспечивающим равномерное поступление его в нефть. Дозирование и учет деэмульгатора осуществляются при помощи мерников, однако в последнее время мерники все чаще заменяют приборами автоматического регулирования расхода.

На термохимических установках для подогрева нефтяной эмульсии применяют различные подогреватели, в частности трубчатые подогреватели с плавающей головкой, подогреватели типа «труба в трубе».

Предельно допускаемое давление в этих резервуарах 2000 Па. Отстой нефти в резервуарах можно осуществлять по трем схемам.

1. с периодическим отключением отдельных резервуаров на отстой по мере их заполнения. Продолжительность цикла определяется временем для отстоя, емкостью резервуаров, их числом, количеством нефти. обычно период отстоя колеблется в пределах от нескольких часов до нескольких суток.

2. с полунепрерывным отстоем обработанной эмульсии. Последняя поступает в нижнюю часть резервуара, в котором поддерживается слой горячей воды. Нефть, пройдя через слой воды, собирается в верхней части резервуара для окончательного отстоя. Высота слоя воды в первом резервуаре меняется в связи с интенсивностью отделения основной части воды из поступающей эмульсии. Поэтому вода периодически спускается в канализацию.

3. с непрерывным отстоем в группе резервуаров с автоматическим сбросом отстаивающейся воды в канализацию. В резервуарах необходимо поддерживать уровень раздела нефти и воды.

 

При сильной обводненности для более полного использования неотработанного деэмульгатора иногда целесообразно проводить деэмульсацию в две ступени с предварительной обработкой нефти горячей водой, сбрасываемой из отстойных резервуаров.

Термохимические установки, работающие под избыточным давлением. Стремление к сокращению расходов топлива на подогрев нефтяных эмульсий, повышению температур процессов обезвоживания и обессоливания и, как следствие, сокращение потерь легких фракций при отстое в резервуарах привело к необходимости проведения указанных процессов под повышенным давлением.

К преимуществам этих установок можно отнести следующее.

1. отстой подогретой нефтяной эмульсии в герметизированных емкостях с давлением до 1 МПа, а иногда и выше (в зависимости от свойств нефтей) позволяет почти ликвидировать потери легких фракций.

2. повышение температуры обрабатываемых эмульсий до 80-90°С дает возможность резко снизить из вязкость, что позволяет сократить время отстоя до 0,5-2 ч, уменьшить прочность защитных слоев глобул эмульгированной воды, способствуя этим проникновению в них вводимых химических веществ, а также снижая при этом расход последних.

3. снижение расходуемой на подогрев эмульсии теплоты за счет регенерации основной части теплоты потоков нефти.

4. способ характеризуется большой устойчивостью и надежностью ведения процессов, возможностью широко регулировать режим при различных обводненности и стойкости эмульсий.

 

Принципиальная схема теплохимической установки, работающей под давлением:

Нефть, собранная на промысле, поступает в резервуары Р-1, откуда насосом Н-1 вместе с деэмульгатором, подаваемым из емкости Е-1, прокачивается через теплообменник Т-1 в отстойник Е-2. в отстойнике под давлением 0,5-0,7 МПа нефть при ее динамическом отстое находится в течение 0,2-2 ч. Обезвоженная нефть через теплообменник Т-1 в резервуар Р-2. В резервуаре нефть дополнительно отделяется от воды. Отстоявшаяся вода сбрасывается в ловушку нефти Е-2, а затем закачивается в скважину А-1.

В качестве подогревателя можно использовать теплообменники с паровым или водяным теплоносителем или различные огневые нагреватели нефти.

Теплообменник Т-1 при термомеханическом обезвоживании применяют для предварительного подогрева нефти за счет теплоты отходящей с установки обезвоженной нефти и одновременного охлаждения подготовленной нефти перед откачкой ее в магистральный нефтепровод.

При отборе конструкции отстойника необходимо иметь в виду, что в этих аппаратах должно происходить:

1. слияние мелкодисперсных капелек воды в более крупные под действием сил взаимного притяжения после разрушения защитных пленок под воздействием теплоты и химических реагентов;

2. осаждение укрупнившихся капель под воздействием сил тяжести и разности плотностей нефти и воды.

 

При определенном столбе жидкости капли воды, опускаясь в нижние слои, на своем пути сталкиваются, укрупняясь при этом.

Электрическое обезвоживание и обессоливание. Электрический способ деэмульсации нефтей достаточно известен как эффективный и широко распространенный способ в промысловой и особенно заводской практике. Электрический способ имеет ряд преимуществ перед другими, одно из которых – возможность сочетать его с другими способами.

Наиболее эффективно электрическому воздействию поддаются эмульсии типа «вода в нефти», т.к. электрическая проводимость воды, да еще и соленой, во много раз превышает проводимость нефти. Электрообработка эмульсии типа «нефть в воде», невозможна в связи с постоянной угрозой короткого замыкания электродов через эмульсию.

Механизм разрушения эмульсий, помещенных в электрическом поле, следующий. Если безводную нефть налить между двумя плоскими параллельными электродами, находящимися под высоким напряжением, то возникает однородное электрическое поле, силовые линии которого параллельны друг к другу. При замене безводной нефти эмульсией типа «вода в нефти» расположение силовых линий меняется и однородность поля разрушается. В результате индукции электрического поля диспергированные капли поляризуются и вытягиваются вдоль силовых линий с образованием в вершинах капель воды электрических зарядов, противоположных зарядам на электродах. Под действием основного и дополнительного электрических полей происходит сначала упорядоченное движение, а затем столкновение капель воды под действием электрических сил.

С увеличением напряжения, приложенного к электродам, уменьшением вязкости скорость перемещения капель воды возрастает, повышается вероятность деформации, разрыва и слияния их в крупные. Изменение градиента электрического поля необходимо, чтобы преодолеть существующие силы отталкивания у капель с одноименными зарядами.

Факторы, повышающие эффективность процесса: дисперсность, содержание воды в эмульсии, плотность и вязкость нефти, электропроводность эмульсии, прочность поверхностных слоев капель воды.

Электрообезвоживающие и обессоливающие установки, работающие на токах промышленной частоты. Несмотря на высокие качественные показатели при обессоливании нефтей, установки эти очень чувствительны к колебаниям содержания воды в исходной нефти, что ограничивает их применение на ступенях обезвоживания промысловых установок.

В электродегидраторах промышленной частоты применяются открытые неизолированные электроды, находящиеся под высоким напряжением. Эмульсионная нефть поступает в межэлектродное пространство. Капли воды, укрупнившиеся в электрическом поле, оседают в нижнюю часть дегидратора, где окончательно отстаиваются в виде слоя свободной воды. В верхней части дегидратора, куда поднимается обработанная нефть, размещены проходные и подвесные изоляторы электродов. Таким образом, в электродегидраторе совмещены 2 процесса – обработка эмульсии в электрическом поле и отстой нефти от воды.

 

megalektsii.ru

Обезвоживание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии.

Технологии Обезвоживание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии.

Количество просмотров публикации Обезвоживание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии. - 245

 Наименование параметра  Значение
Тема статьи: Обезвоживание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии.
Рубрика (тематическая категория) Технологии

Обезвоживание и обессоливание нефти – взаимосвязанные процессы, т.к. основная масса солей сосредоточена в пластовой воде и удаление воды приводит одновременно к обессоливанию нефти.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти крайне важно отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: гравитационный отстой нефти, горячий отстой нефти, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определœенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) осœедают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды.

При этом гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счёт предварительного нагрева нефти до температуры 50 -700С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.

Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5¸10 до 50¸60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Размещено на реф.рфДеэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, ᴛ.ᴇ. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко осœедают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счёт нагрева нефти, ᴛ.ᴇ. при термохимических методах, за счёт снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.

Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20¸30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50¸70°С.

Обезвоживание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии. - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Обезвоживание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии." 2014, 2015.

referatwork.ru

способ обезвоживания нефти - патент РФ 2439314

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обезвоживании нефти. Проводят диспергирование воды в нефтяной эмульсии. В качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 1% при температуре 5-50°С. Диспергирование осуществляют в нефтепроводе с ламинарным режимом течения нефтяной эмульсии в месте нефтепровода после точки подачи водомаслорастворимого деэмульгатора. При диспергировании воду в объеме 2-15% от объема подготавливаемой нефти направляют в нефтяную эмульсию под углом 45°±5° к направлению оси трубопровода через отверстия диаметром 5-15 мм, остальную часть направляют под слой сточной воды. Техническим результатом является повышение степени обезвоживания нефти. 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2439314

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обезвоживании нефти.

Известен способ обезвоживания нефти, включающем диспергирование воды в нефтяной эмульсии на входе в отстойник, согласно изобретению, в качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 60 мг/л и твердых взвешенных частиц не более 50 мг/л в объеме 8-15% от объема подготавливаемой нефти при температуре 5-25°С (Патент РФ № 2260690, опубл. 2004.11.10).

Известный способ требует дополнительных затрат для работы насосного агрегата, обеспечивающего подачу воды, а также на строительство водовода от очистных сооружений к отстойнику для обезвоживания нефти.

Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти на нефтепромыслах и нефтеперерабатывающих заводах. Нефть подвергают гидродинамическому возмущению, пропуская ее через каналы, выполненные из гидрофобного материала, разделяя ее при этом порциями воды на чередующиеся вдоль каналов слои путем периодического добавления в начальный участок каналов порцию воды, и далее отстаивают (Патент РФ № 2074231, опубл. 1997.02.27).

Известный способ сложен в аппаратурном исполнении и недостаточно эффективен.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ подготовки нефти, включающий замер объема эмульсии из скважин, сепарацию газа, введение деэмульгатора в трубопровод, отводящий эмульсию от замерной установки к сепаратору, отделение свободной пластовой воды из отстойника и подготовку нефти путем глубокого обезвоживания и обессоливания добавлением горячей воды в эмульсию и диспергирования ее с последующим разделением и отделением фаз. Деэмульгатор вводят в два этапа по половине от норматива. Вторую половину вводят в процессе подготовки нефти при диспергировании эмульсии созданием круговой циркуляции насос-отстойник, при котором также вводят горячую воду. Подготовку нефти осуществляют не менее чем в двух отстойниках, обеспечивая непрерывное поступление эмульсии из скважин. Разделение фаз в отстойнике до и после диспергирования осуществляют в режиме теплового воздействия (патент РФ № 21533827, опубл. 2000.07.27 - прототип).

Известный способ энергоемок и дорог, т.к, требует применения горячей воды и деэмульгаторов. Способ недостаточно эффективен, т.к. не позволяет в достаточной степени провести отделение воды от нефти.

В изобретении решается задача повышение степени обезвоживания нефти.

Задача решается тем, что в способе обезвоживания нефти, включающем диспергирование воды в нефтяной эмульсии, согласно изобретению, в качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 1% при температуре 5-50°С, диспергирование осуществляют в нефтепроводе с ламинарным режимом течения нефтяной эмульсии в месте нефтепровода после точки подачи водомаслорастворимого деэмульгатора, при диспергировании воду в объеме 2-15% от объема подготавливаемой нефти направляют в нефтяную эмульсию под углом 40±45° к направлению оси трубопровода через отверстия диаметром 5-15 мм, остальную часть направляют под слой сточной воды.

Сущность изобретения

При обезвоживании нефти стремятся добиться наибольшего удаления воды. Известные способы энергоемки и дороги, т.к. требует применения горячей воды и деэмульгаторов. Способы недостаточно эффективны, т.к. не позволяют в достаточной степени провести отделение воды от нефти.

В предложенном способе решается задача повышения степени обезвоживания нефти с минимальными энергетическими затратами. Задача решается следующим образом.

Смешивают водонефтяную эмульсию с промывочной водой при помощи диспергирующего устройства и проводят обезвоживание в отстойниках. Для этого воду направляют в нефтяную эмульсию под углом 45° к направлению оси трубопровода через отверстия диаметром 5-15 мм, остальную часть воды направляют под слой сточной воды.

При этом для обезвоживания необходимо лишь дренировать воду. Проведенные исследования показали, что степень обезвоживания увеличивается, если в качестве промывочной воды используют сточную воду той же нефтяной залежи, которая обладает сродством к нефти, хорошей совместимостью и повышенной плотностью. В этом случае сточная вода способна ускорить процесс коалесценции и отделения воды от водонефтяной эмульсии.

Для обеспечения лучшей степени обезвоживания нефти установку диспергирующего устройства для смешения свободной пластовой воды с водонефтяной эмульсией осуществляют в линии входа в отстойники. Объем сточной воды подобран оптимальным 2-15% от объема подготавливаемой нефти. Температура процесса составляет 5-50°С. Наилучшие результаты достигаются при использовании сточной воды, содержащей не более 1% нефтепродуктов. Объем одного отстойника составляет 200 м 3. Расход водонефтяной эмульсии с диспергированной сточной водой в отстойник составляет 500 - 2400 м3/сут.

В результате удается довести содержание воды в нефти до требуемого показателя на выходе из отстойников. Достигаемая степень обезвоживания позволяет отключить и вывести в резерв несколько емкостей объемом 200 м3, что дает существенную экономию на электроэнергии, обслуживании (ремонт, чистка и т.д.) и увеличении срока службы этих аппаратов. Использование родной пластовой воды исключает попадание в оборудование установки предварительного обезвоживания нефти свободного кислорода, тем самым значительно замедляется скорость коррозии оборудования и запорной арматуры. Позволяет значительно снизить расходы электроэнергии на перекачку до установки подготовки нефти вследствие глубокого обезвоживания нефти до уровня менее 1%. Позволяет сэкономить топливный газ и пар, используемые на установке для подогрева водонефтяной эмульсии. Процесс отделения воды от нефти при промывке сточной водой идет быстрее, чем без подачи воды или чем при подаче пресной воды.

При увеличении объема подачи сточной воды выше 15% процесс обезвоживания значительно ухудшается. Устройство для диспергирования сточной воды следует устанавливать в трубопровод после перекачивающих насосов для исключения интенсивного перемешивания потока обработанной водонефтяной эмульсии. Подача на прием насоса приводит к образованию трудноразрушаемой мелкодисперсной эмульсии. При снижении объема подачи сточной воды ниже 2% процесс обезвоживания значительно замедляется. При диспергировании сточной воды в водонефтяной эмульсии осуществляется процесс, подобный электромагнитному воздействию в электродегидратоpax, значительно увеличивается вероятность столкновения капель друг с другом, ускоряется процесс коалесценции (слияния капель воды), т.о., быстро идет рост массы капель диспергированных в нефти и интенсивное осаждение их под действием сил гравитации. Сточная вода содержит остатки водорастворимых деэмульгаторов, которые способствуют увеличению скорости разделения водонефтяной эмульсии и увеличению глубины обезвоживания нефти.

В результате происходит внутритрубная деэмульсация, т.е. процесс разрушения нефтяной эмульсии в трубах на пути движения по трубопроводам вплоть до установок подготовки нефти за счет подачи деэмульгатора в поток эмульсии. Таким образом, в месте расположения устройства поток водонефтяной эмульсии расслоившийся и движется в ламинарном режиме слоями.

Используемое устройство показано на чертеже, где 1 - нефтепровод, 2 - дисперсионная среда (капли воды в нефти), 3 - фланец, 4 паронитовая прокладка, 5 - диспергирующее устройство, 6 - направление потока воды, 7 - слияние и укрупнение капель воды (коалесценция).

Как показано на чертеже - нижний слой представляет собой отделившуюся от нефтяной эмульсии сточную воду, содержащую в себе водомаслорастворимый деэмульгатор, а верхний слой - нефть, содержащую остатки воды в виде эмульсии. При подаче части отделившейся воды в нефть, в количестве от 2 до 15% к объему подготавливаемой нефти, происходит столкновение мелкодиспергированных капель воды с каплями свободной воды, их слипание и укрупнение. Далее в отстойнике под действием сил гравитации происходит быстрое осаждение воды на дно аппарата. Таким образом улучшается обезвоживание нефти и снижается время, необходимое для отстоя нефтяной эмульсии в емкости, что позволяет вывести часть емкостного оборудования установок подготовки продукции скважин в резерв. Данный способ обеспечивает максимальное удаление воды из нефти. Разрушение эмульсии и отделение воды осуществляется под действием направленного потока сточной воды. Механизм разрушения эмульсий при помощи диспергирующего устройства следующий: под воздействием направленного потока воды глобулы эмульгированной воды в эмульсии сталкиваются с крупными каплями свободной воды и испытывают непрерывную деформацию, что способствует эффективному разрушению эмульсий. Подача воды в нефть, содержащую эмульгированную воду, осуществляется под углом в 45° через распределительные отверстия в заслонке, расположенной в трубопроводе, обеспечивающую равномерное поступление части отделившейся воды по всему объему обрабатываемой нефти. Такая система ввода воды исключает неравномерную обработку нефти и позволяет значительно ускорить процесс обезвоживания. Технология обеспечивает воздействие на эмульсию тремя ключевыми факторами. Разрушение нефтяной эмульсии происходит: 1) под действием направленного потока воды; 2) температуры; 3) вводимого в нефтяную эмульсию деэмульгатора. Перед диспергирующим устройством в поток водонефтяной эмульсии подают деэмульгатор из расчета 60-100 г на 1 тонну нефти, например СНПХ-4810А, который является водомаслорастворимым реагентом. За счет столкновения эмульгированных капель пластовой воды и капель подаваемой свободной воды, содержащих деэмульгатор, разрушаются бронирующие оболочки и происходит слияние капель. При использовании водомаслорастворимого деэмульгатора происходит переход значительного его количества в воду, вследствие чего снижается поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды, тем самым улучшается сродство этих фаз, т.е. снижается энергия, необходимая для преодоления барьера, препятствующего слиянию капель. Часть деэмульгатора переходит в дренажную воду, его содержание в нефти с каждой ступенью уменьшается и может оказаться недостаточным для разрушения водонефтяной эмульсии. Сущность массообменных процессов при обезвоживании нефти с использованием технологии обезвоживания нефти заключается в растворении водорастворимого деэмульгатора в каплях пластовой воды с созданием раствора, обладающего эффективной деэмульгирующей способностью, подача которого осуществляется с помощью диспергирующего устройства, установленного в трубопроводе.

Пример конкретного выполнения

Опытно-промышленные испытания способа проводились на установке предварительного сброса воды (УПС). Объект имеет три горизонтальных отстойника объемом 200 м3 каждый, соединенных параллельно. Установка позволяет провести обезвоживание 1500 т водонефтяной эмульсии в сутки (800 т/сут. нефти). Смешивают водонефтяную эмульсию с промывочной водой плотностью 1012 кг/м3 при помощи диспергирующего устройства и проводят обезвоживание в горизонтальных отстойниках. Обработка производится в линии входа водонефтяной эмульсии в отстойники.

Обводненность водонефтяной эмульсии в линии входа в горизонтальные отстойники составляет до 20%, температура - от 5 до 25°С. Расход диспергируемой сточной воды составляет 4 м3/ч, что эквивалентно 15% от объема подготавливаемой нефти. В качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 1%. В результате промывки нефти исследуемым методом было достигнуто обезвоживание до требуемого содержания воды менее 1% после горизонтальных отстойников.

При отсутствии подачи сточной воды содержание остаточной воды в нефти на выходе с установки 5-10%, т.е. не достигается степень обезвоживания, удовлетворяющая качеству подготовки нефти до III группы по ГОСТ Р 51858-2002 (обводненностью не более 1%).

Применение предложенного способа позволит повысить степень обезвоживания нефти при минимальных затратах.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ обезвоживания нефти, включающий диспергирование воды в нефтяной эмульсии, согласно изобретению, в качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 1% при температуре 5-50°С, диспергирование осуществляют в нефтепроводе с ламинарным режимом течения нефтяной эмульсии в месте нефтепровода после точки подачи водомаслорастворимого деэмульгатора, при диспергировании воду в объеме 2-15% от объема подготавливаемой нефти направляют в нефтяную эмульсию под углом 45±5° к направлению оси трубопровода через отверстия диаметром 5-15 мм, остальную часть направляют под слой сточной воды.

www.freepatent.ru

Способ обезвоживания нефти

Изобретение относится к области подготовки нефти к переработке. Изобретение касается способа обезвоживания нефти (водонефтяной эмульсии), включающего смешение нефти с магнитной жидкостью, разделение нефти на обезвоженную нефть и водную фазу в градиентном магнитном поле и последующее выделение магнитных частиц из обезвоженной нефти, при этом используется магнитная жидкость, полученная из керосина и железосодержащих отходов производства, при этом водонефтяная эмульсия смешивается с магнитной жидкостью в соотношении по объему 1:0,01. Технический результат - повышение эффективности обезвоживания нефти при снижении капитальных и эксплутационных затрат. 2 ил.

 

Изобретение относится к области подготовки нефти к переработке, в частности к процессам ее обезвоживания, и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.

В настоящее время обезвоживание нефти на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах в основном проводится наиболее эффективным теплохимическим способом. [1]. Способ заключается в том, что химический реагент - деэмульгатор вводится в нагретую водонефтяную эмульсию, подвергаемую разрушению, и перемешивается с ней, после чего создаются условия для выделения воды из нефти путем отстаивания. В используемых современных технологических схемах установок подготовки нефти подогретая нефть, обработанная деэмульгатором, поступает в отстойники, в которых и происходит отделение основного количества пластовой воды под действием гравитационного поля. Таким образом, необходимым элементом теплохимического способа обезвоживания, как и в прочих методах обезвоживания нефти, является отстаивание обработанной водонефтяной эмульсии. В расчетах, связанных с проектированием отстойников, скорость падения (отстаивания) частиц воды в нефти ω вычисляется по формулам [2]:

где ρв, ρн - плотности воды и нефти, d - диаметр частиц дисперсной фазы,

g - ускорение свободного падения, Re - число Рейнольдса.

Из формул следует, что важными факторами, влияющими на эффективность разделения эмульсий, являются: различие плотностей фаз эмульсий, вызывающее их гравитационное разделение, вязкость и величина ускорения свободного падения. Выявление указанных факторов и характера их влияния позволяют наметить технические приемы повышения эффективности разделения эмульсии в отстойнике.

Для увеличения скорости движения частиц при отстаивании вместо естественной гравитационной силы можно применить более мощную центробежную силу [2]. Однако метод центрифугирования низкопроизводителен, сложен, дорог и редко используется на промыслах.

Повышение эффективности разделения водонефтяных эмульсий обычно достигается путем комбинированного использования теплохимического способа в сочетании с дополнительным воздействием на эмульсию мощным электрическим переменным полем (что широко используется в устройствах подготовки нефти на промыслах [3]) или воздействием сильного импульсного магнитного поля [4] с последующим отстаиванием в гравитационном поле. Недостатком этих способов являются большие энергозатраты при получении сильных переменных электромагнитных полей.

Хорошо известны эффективные способы удаления нефтяных пленок с поверхности воды [5]. Использование магнитно-жидкостных технологий для разделения устойчивых водонефтяных эмульсий является более сложной технической задачей. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей (нефти и воды), одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров.

Известен способ, описанный в патенте JP 55-031438 А, 05.03.1980 [6], в котором в нефтеводяную смесь с высоким содержанием нефти добавляют магнитную жидкость на водной основе и пропускают смесь через фильтрующий слой ферромагнитных материалов, к которым приложено магнитное поле с последующим удалением воды из нефти при отстое. Далее в выделенную водную фазу вновь добавляют магнитную жидкость на водной основе и повторно подвергают ее магнитной обработке. После повторной сепарации к водной фазе добавляют воду и кислоту для осаждения магнитных частиц, которые используются для регенерации магнитной жидкости на водной основе.

Общими признаками с заявляемым способом являются смешение водонефтяной эмульсии с магнитной жидкостью, воздействие магнитным полем, разделение эмульсии на углеводородную и водную фазы при отстое.

Недостатками известного способа являются его сложность, вызванная необходимостью двукратной магнитной обработки, энергетические затраты на создание магнитного поля в соленоиде при магнитной обработке, использование фильтрирующего материала из ферромагнитных частиц, который в процессе эксплуатации по мере засорения примесями необходимо периодически менять. Кроме того, известный способ пригоден только для нефти с малым содержанием воды, что отмечено в патенте.

Известен способ утилизации нефтешламов, описанный в патенте RU 2326155 С1, 10.06.2008 [7], включающий смешивание нефтешлама с магнитной жидкостью на основе керосина при массовом соотношении магнитная жидкость: нефтепродукт, равном 0,9:1,2, и разделение смеси в магнитном сепараторе в два этапа, при этом на первом этапе выделяют твердый остаток и водно-углеродную эмульсию, которую на втором этапе разделяют на магнитную жидкость и нефтепродукт, который возвращают в сырьевые резервуары для переработки.

Общим признаком с заявленным способом являются использование магнитной жидкости на основе керосина и воздействие магнитным полем на нефтепродукт. Недостатком является отсутствие разделения нефтепродукта, полученного после второго этапа, на углеводородную и водную фазы, поскольку такая задача не ставится в изобретении.

Наиболее близким к заявленному является способ разделения водонефтяной эмульсии, описанный в патенте RU 2309001 С2, 27.10.2007 [8], в котором исходная водонефтяная эмульсия смешивается с магнитной жидкостью на водной основе с плотностью 1,4-1,6 г/см3 и затем разделение эмульсии на водную и углеводородную фазы происходит тремя возможными способами: 1)под действием магнитных сил в магнитном сепараторе с градиентным магнитным полем; 2) в поле центробежных сил; 3) при одновременном действии центробежных и магнитных сил. Кроме того, водонефтяную эмульсию для уменьшения ее вязкости перед смешиванием с магнитной жидкостью на водной основе разбавляют легким углеводородным растворителем, например керосином. Также в отдельных случаях добавляют определенное количество водного раствора ПАВ. Кроме того, смешивание для разных способов проводилось при разных температурах, например, в первом способе, близком к заявленному, температура была 60°С. Высокая эффективность разделения эмульсии в экспериментах достигалась сочетанием перечисленных факторов, а также большим расходом магнитной жидкости (на 103,9 г эмульсии расходовалось 180,3 г магнитной жидкости для мазута и соответственно 109,1 г и 191.1 г для нефти).

Общим признаком с заявляемым способом является смешивание водонефтяной эмульсии с магнитной жидкостью и воздействие на смесь градиентным магнитным полем, разделение эмульсии на водную и углеводородную фазы.

Недостатком известного способа является сложность, связанная с необходимостью использования углеводородного разбавителя и необходимостью повышения температуры эмульсии до 60°С. Существенным недостатком является также большой расход магнитной жидкости, что приводит к значительному удорожанию данного способа из-за высокой стоимости магнитной жидкости и делает этот способ с использованием магнитной жидкости на водной основе малопригодным для нефти с высокой обводненностью. Использование центрифуги, как отмечалось выше, приводит к дополнительному усложнению и удорожанию способа при незначительном повышении эффективности разделения из-за повышения плотности водной фазы за счет присутствия в ней магнитной жидкости.

В основу изобретения положена задача создания эффективного способа обезвоживания нефти при снижении эксплуатационных и капитальных затрат путем активного взаимодействия омагниченной нефти с градиентным магнитным полем, обеспечивающим разделение эмульсии на обезвоженную нефть и водную фазу.

Поставленная задача достигается тем, что нефть в отстойнике смешивается с магнитной жидкостью, полученной на основе керосина и железосодержащих отходов производства. Магнитная жидкость на основе керосина хорошо растворяется в водонефтяной эмульсии, омагничивая нефть - в эмульсии. Известно также, что намагниченность насыщения магнитных жидкостей на основе керосина в несколько раз выше, чем на водной основе (htt://ispu.ru/node/5799), и, следовательно, магнитная сепарация более эффективна для магнитных жидкостей на основе керосина. Стоимость магнитной жидкости, полученной из железосодержащих отходов производства и керосина можно значительно снизить в сравнении с магнитной жидкостью, изготовленной из чистых компонентов, при сохранении тех же магнитных характеристик [9-11] (см. табл.1.). Так, например, в работе [11] при синтезе магнетитовой магнитной жидкости на основе керосина вместо обычно применяемого хлорного железа использовалась соль, полученная путем растворения гальваношламов, образующихся при электрокоагуляционной очистке сточных вод гальванических цехов и содержащих не менее 60% Fe+3 в пересчете на Fe(ОН)3; источником Fe2+ служил также промышленный отход, в частности широко распространенный отход производства титановых белил, содержащий FeSO4.

Намагничивающее устройство, изготовленное из современных магнитно-жестких материалов, применяемых в технике для постоянных магнитов, может быть использовано для создания градиентного магнитного поля и при эксплуатации не потребует никаких энергозатрат. Предлагаемый способ позволит значительно сократить время отстоя в сравнении с гравитационным полем и уменьшить энергозатраты в сравнении с центрифугой или воздействием переменных электрических и магнитных полей большой мощности. Кроме того, при обезвоживании нефти с большим содержанием воды существенно уменьшится расход магнитной жидкости в сравнении со способами, в которых применяется магнитная жидкость на водной основе.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. Водонефтяная эмульсия смешивается с небольшим количеством магнитной жидкости на основе керосина и помещается в отстойник, который, как указывалось выше, является необходимым элементом во всех технологических схемах установок подготовки нефти. Отстойник устанавливается на платформе, изготовленной из магнитно-жесткого материала. Для создания градиентного магнитного поля магнитная платформа изготавливается, например, в форме кольца. Размеры и форма магнитной платформы определяется размером и формой отстойника. На омагниченную нефть объемом V и намагниченностью I в таком магнитном поле В(r) действует сила [12] Fм:

где µ=IV - магнитный момент омагниченной нефти. Тогда модуль силы fм, действующей на единицу массы нефти с плотностью ρ, равен

Таким образом, омагниченная магнитной жидкостью нефть перемещается в направлении максимального градиента магнитного поля, а вода, как диамагнетик, выталкивается в область пространства с минимальным градиентом магнитного поля. Далее выделенная этим способом вода стекает в водосборник, а магнитные частицы могут быть извлечены из обезвоженной нефти с помощью магнитного поля известными методами [13] и использованы вновь.

Возможность осуществления предлагаемого способа исследована нами экспериментально и показана на рис.1. и 2.

На рис.1а представлена фотография емкости с водонефтяной эмульсией смешанной с магнитной жидкостью в соотношении по объему эмульсия: магнитная жидкость - 1:0.01. Для выявления чистого эффекта отстаивания воды в водонефтяной эмульсии заявленным способом в наших экспериментах эмульсия не подвергалась предварительной теплохимической обработке и в отсутствие воздействия сохраняла устойчивость в течение нескольких месяцев. Емкость помещалась в центр кольцевого магнита, фотография которого показана на рис.1б. Физико-химические свойства нефти, магнитной жидкости и кольцевого магнита, используемых в экспериментах, представлены в таблице 2. Как видно из фотографии 1а, пространство эмульсии над отверстием кольцевого магнита, т.е. там, где магнитное поле минимально, имеет отчетливо видимую более светлую, чем эмульсия, окраску, что свидетельствует об эффекте выталкивания воды в направлении центра кольца магнита. На рис.2 показана зависимость содержания воды в эмульсии от времени воздействия пространственно-неоднородного (градиентного) магнитного поля, полученная с помощью измерения оптической плотности на спектрофотометре. Видно, что на процесс разделения эмульсии влияет концентрация магнитной жидкости и время воздействия. При воздействии в течение 3 часов при комнатной температуре содержание воды в эмульсии уменьшается почти в 2 раза. Величина силы fм, определенная по формуле (2), достигала, по нашим оценкам, значения 2g. Следует учесть, что в отличие от [8], эффект разделения эмульсии на водную и углеводородную фазы был нами достигнут при комнатной температуре и при малом расходе магнитной жидкости - не более 1% по объему. При использовании в качестве намагничивающих устройств современных магнитных материалов, например мощных NdFeB-магнитов, можно увеличить величину fм более чем в 4 раза при тех же условиях и, следовательно, как следует из формул (1), в несколько раз увеличить скорость разделения эмульсии.

Список литературы

1. Е.О. Антонова, Г.В. Крылов, А.Д. Прохоров, О.А. Степанов В.М. Основы нефтегазового дела.: НЕДРА. 2003.

2. Ю.И.Дытнерский. Процессы и аппараты химической технологии. Ч.1. М.: Химия. 1995.

3. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра. 1983.

4. Авторское свидетельство СССР №662574, кл. С10 G 33/02, 1979.

5. Ершов О.Л., Жигалин Г.Я. Блохин Д.Ю. и др. Ферромагнитный сорбент и устройство для сбора нефтепродуктов с водных поверхностей. 10 Международная Плесская конференция по магнитным жидкостям. Сб. научных трудов. 2002. С.439-442.

6. Патент JP 55-031438 А, 05.03.1980.

7. Патент RU 2326155 С1, 10.06.2008.

8. Патент RU 2309001 С2, 27.10.2007.

9. Калаева С.З., Макаров В.М., Шипилин A.M. Магнитная жидкость из отходов производства // Экология и промышленность России. Сентябрь. 2002.

10. Калаева С.З., Макаров В.М., Шипилин A.M., Захарова И.Н. Удаление нефтепродуктов магнитной жидкостью из отходов//Экология и промышленность России. Декабрь. 2003.

11. Захарова И.Н., Калаева С.3., Макаров В.М., Шипилин А.М. Получение магнитных ферроколлоидов на основе токсичных промышленных отходов.

12. Кринчик Г.С. Физика магнитных явлений. М.: МГУ. 1976.

13. Фертман В.Е. Магнитные жидкости: Справочное пособие. М.: Высшая школа. 1988.

Способ обезвоживания нефти (водонефтяной эмульсии), включающий смешение нефти с магнитной жидкостью, разделение нефти на обезвоженную нефть и водную фазу в градиентном магнитном поле и последующее выделение магнитных частиц из обезвоженной нефти, отличающийся тем, что используется магнитная жидкость, полученная из керосина и железосодержащих отходов производства, при этом водонефтяная эмульсия смешивается с магнитной жидкостью в соотношении по объему 1:0,01.

www.findpatent.ru


Смотрите также