165536 (739802), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

При движении нефти по скважинам она весьма интенсивно перемешивается с пластовой водой. В различных стадиях переработки, например при защелачивании, нефть и ее погоны также тесно соприкасаются с водой. В этих случаях часто и образуются стойкие нефтяные эмульсии. Расслаивание нефтяных эмульсий в естественных условиях иногда наступает по истечении весьма длительного времени. (Описаны эмульсии, не разрушавшиеся годами). Однако чаще всего про­исходит частичное расслаивание, после которого между слоями воды и нефти остается промежуточный эмульсионный слой.

Стойкие эмульсии по внешнему виду представляют собой гус­тые мазеобразйые массы от светло-желтого до темного цвета. Эмульсии, образовавшиеся после водно-щелочной промывки неф­тепродукта, иногда имеют почти сметанообразный вид. Вязкость эмульсий значительно выше вязкости воды и нефти.

Нефтяные эмульсии чаще всего представляют собой эмульсии типа вода в нефти, в которых дисперсной средой является нефть, а дисперсной фазой-вода. Такая эмульсия гидрофобна: в воде она всплывает, а в бензине или других растворителях равномерно распределяется.

Реже встречаются эмульсии типа нефть в воде, в которых дис­персной средой служит вода. Такая эмульсия гидрофильна: вводе она равномерно распределяется, а в бензине тонет.

Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями. Поверхностный слой жидкости на границе с воздухом или другой жидкостью, как известно, характеризуется определенным поверх­ностным натяжением, т. е. силой, с которой жидкость сопротив­ляется увеличению своей поверхности. Поверхностное натяжение нефти и нефтепродуктов колеблется в пределах 0,02-0,05 н/м (20-50 дн/см). Опыты показывают, что добавление некоторых веществ к чистым нефтяным погонам вызывает понижение их по­верхностного натяжения на границе с водой. Это явление носит общий характер.

Иногда вещества при растворении даже в очень малых кон­центрациях существенно понижают поверхностное натяжение рас­творителя. Вещества, способные понижать поверхностное натя­жение, называются поверхностно-активными. Характерная осо­бенность этих веществ в том, что в их состав входит, как правило, углеводородный радикал (гидрофобная часть молекулы) и какая- либо полярная группа (гидрофильная часть молекулы). Понижение поверхностного натяжения двухфазной жидкой системы на границе раздела фаз в результате воздействия полярных веществ объяс­няется тем, что добавленное вещество распределяется неравномер­но в том компоненте системы, который является по отношению к нему растворителем. Концентрация его у поверхности раздела фаз будет более высокой, чем во всем объеме растворителя. Иными словами, добавленное полярное вещество будет адсорбироваться поверхностным слоем растворителя и тем самым понижать его по­верхностную энергию. В результате на границе раздела фаз обра­зуется адсорбированный слой, который можно рассматривать как пленку молекул поверхностно-активяого вещества на поверхности растворителя.

Всякая эмульсия, в том числе и нефтяная, может образоваться только тогда, когда механическое воздействие на смесь двух взаимно нерастворимых жидкостей будет вызывать диспергирование, т. е. дробление жидкости на очень мелкие частицы. Ясно, что чем меньше поверхностное натяжение жидкостей, тем легче будет идти образование капель, т. е. увеличение общей поверхности жид­кости, так как оно будет требовать меньшей затраты работы. Однако после перемешивания двух чистых, нерастворимых друг в друге жидкостей стойкость полученной эмульсии обычно неве­лика. Более тяжелая жидкость осядет на дно, капельки дисперсной фазы, сталкиваясь друг с другом, объединятся в более крупные. Оба эти процесса и приведут к расслаиванию эмульсии на два слоя. Только при очень высокой степени дисперсности, когда диа­метр капель дисперсной фазы измеряется десятыми долями мик­рона (10^-7 м) и межмолекулярные силы уравнивают гравита­ционные силы, разрушение эмульсии становится затруднительным.

Иначе обстоит дело, если смесь двух нерастворимых жидкостей находится в условиях, способствующих диспергированию, и в ней присутствует какое-либо поверхностно-активное вещество, пони­жающее поверхностное натяжение за счет образования адсорб­ционного слоя. Во-первых, это способствует дроблению капель, а во-вторых (что имеет решающее значение), капли будут окружены не молекулами дисперсной среды, а прочной пленкой адсообционного слоя. В этом случае образуются стойкие, трудно расслаиваю­щиеся эмульсии, так как капли дисперсной фазы, защищенные своеобразным панцирем - адсорбционной пленкой, не могут сли­ваться друг с другом. В некоторых случаях толщина адсорб­ционной пленки такова, что ее можно рассмотреть в микро­скоп.

Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмуль­сий, называются эмульгаторами. Ими являются такие полярные вещества нефти, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные не­органические примеси. Например, по данным Левченко, в состав эмульгаторов арланской и ромашкинской нефти, помимо смол и асфальтенов входит до 50% неорганических веществ. Исследова­ния последних лет показали, что в образовании стойких эмульсий принимают участие также различные твердые углеводороды.

Микрокристаллы парафинов, церезинов и смешанных пара­фина-нафтеновых углеводородов, адсорбируясь на поверхности эмульсионных глобул, образуют своеобразную броню.

Характер эмульсии зависит от свойств эмульгатора. В сырой нефти обыкновенно образуется гидрофобная эмульсия типа вода в нефти, так как эмульгаторами в этом случае являются смолы. Они хорошо растворяются в нефти и не растворяются в воде. Смолы, адсорбируясь на поверхности раздела нефть-вода, по­падают в поверхностный слой со стороны нефти и создают прочную оболочку вокруг частиц воды.

Алюминиевые, кальциевые, магниевые и железные мыла неф­тяных кислот также хорошо растворимы в нефти и ее дистилля­тах, поэтому они также способствуют образованию гидрофобных эмульсий. Наоборот, натриевые мыла нефтяных кислот (продукт реакции при щелочной очистке) хорошо растворимы в воде и хуже в углеводородах. Поэтому они адсорбируются в поверхностном слое со стороны водной фазы, обволакивают пленкой капельки нефти и таким образом способствуют образованию гидрофильной эмульсии типа нефть в воде.

При наличии эмульгаторов обоих типов возможно обращение эмульсий, т. е. переход их из одного типа в другой. Этим явлением пользуются иногда при разрушении эмульсий.

1.4. Способы разрушения нефтяных эмульсий

Механизм разрушения нефтяных эмульсий состоит из нескольких стадий:

1. Столкно­вение глобул (частиц) воды;

2. Слияние глобул в более крупные капли;

3. Выпадение капель.

Для того чтобы разрушить эмульсии, в промышленной прак­тике применяются следующие процессы:

• механические - филь­трование, обработка ультразвуком;

• термические - подогрев и отстаивание нефти от воды, промывка горячей водой;

• электри­ческие - обработка в электрическом поле переменного и постоян­ного тока;

• химические - обработка различными деэмульгаторами.

Перемешивание и воздействие электрического поля создают благоприятные условия для увеличения вероятности столкновения глобул воды, тепло способствует увеличению разности плотностей воды и нефти, снижению вязкости нефти, что облегчает быстрый и полный отстой капель воды. Действием деэмульгаторов - специальных поверхностно-активных веществ - ослабляется струк­турно-механическая прочность слоев, обволакивающих капли воды. В качестве деэмульгаторов применяются различные поверхностно- активные вещества. Механизм действия поверхностно-активных веществ на эмульсии весьма сложен и мало изучен.

По характеру поведения в водных растворах деэмульгаторы делятся на ионоактивные и неионогенные. Первые в растворах диссоциируют на катионы и анионы, вторые ионов не образуют. Исследования, проведенные в СССР и за рубежом, показали, что наилучшим деэмульгирующим действием обладают неноногенные вещества. Расход неионогенных деэмульгаторов в несколько де­сятков раз ниже, а эксплуатационные затраты на обессоливание 1 т нефти в пять раз меньше, чем при применении ионогенных веществ.

До последнего времени для разрушения нефтяных эмульсий применялся анионоактнвный деэмульгатор - нейтрализованный черный контакт (НЧК). Этот деэмульгатор применяется на неко­торых установках обессоливания до сих пор.

В настоящее время все шире используются различные неионогенные деэмульгаторы, из числа которых наиболее известны ОЖК и ОП-10. Деэмульгатор ОЖК представляет собой оксиэтилированные жирные кислоты, а ОП-10 оксиэтилированные алкилфенолы. Наиболее распространены термохимические и электрические способы разрушения эмульсий. Под влиянием электрического поля высокого напряжения, заряженные капельки воды перемещаются к электродам. Поскольку частота поля в межэлектродном про­странстве меняется, происходит изменение направления движения капель воды, они сталкиваются друг с другом и сливаются.

1.5. Обезвоживание нефти

Рис. 3 Схема установки термохимического обезвоживания нефти:

I-сырая нефть; II-обезвоженная нефть; III-вода

Наиболее простой способ удаления воды из нефти на промыслах - термохимическое обезвоживание при атмосферном давлении. К подогретой до 30-50°С нефти добав­ляется деэмульгатор, а затем нефть поступает в резервуар для отстаивания. При такой обработке нефти возможны большие по­тери легких нефтепродуктов во время отстаивания в негерметичных резервуарах. Эти недостатки устраняются при термохимическом отстаивании под давлением (рис. 3). Сырую нефть забирают из Е-1 насосом Н-1, смешивают с деэмульгатором, подаваемым из Е-2, прокачи­вают через теплообменник Т-1 и паровой подогреватель Т-2 в термоотстойник Е-З. В термоотстойнике под давлением 15 ат нефть находится в течение 1-3 ч. Обезвоженная нефть через теплообмен­ник Т-1 направляется в резервуар Е-4. В резервуаре нефть допол­нительно отделяется от воды. Отстоявшаяся вода сбрасывается в нефтеловушку Е-5, а затем закачивается в скважину А-1. Часть сточных вод, удаленных из термостойника, возвращается на прием сырьевого насоса, с целью повторного использования содержащегася в сточной воде деэмульгатора. Нефть из ловушки вновь по­дается на обезвоживание.

1.6. Обессоливание нефтей

При глубоком обезвоживании некоторых нефтей, в пластовой воде которых содержится мало солей, про­исходит почти полное их удаление. Однако большинство нефтей нуждается в дополнительном обессоливании.

В некоторых случаях для обессоливания используется термо­химический метод, но чаще применяется способ, сочетающий термо­химическое отстаивание с обработкой эмульсии в электрическом поле. Установки последнего типа носят название электрообессоливающих (ЭЛОУ).

Рис. 4 Схема установки электрообессоливания нефти:

I-сырая нефть; II-деэмульгатор; III-щелочь; IV - свежая вода; V- обессоленная нефть; VI-вода в канализацию.

Технологическая схема установки электрообессоливания нефти приводится на рис. 4. Нефть, в которую введены про­мывная вода, деэмульгатор и щелочь, насосом Н-1 прокачивается через теплообменник 7-1 и пароподогреватель Т-2 в электродегидратор первой ступени Э-1. Здесь удаляется основная масса воды и солей (содержание их снижается в 8-10 раз.) На некоторых установках ЭЛОУ перед Э-1 находится термохимическая ступень. Из Э-1 нефть поступает в электродегидратор второй ступени Э-2 для повторной обработки. Перед Э-2 в нефть вновь подается вода. Общий расход воды на обессоливание составляет 10% от обраба­тываемой нефти. На некоторых установках свежая вода подается только на вторую ступень обессоливания, а перед первой ступенью с нефтью смешиваются промывные воды второй ступени. Так удается снизить расход воды на обессоливание вдвое.

Обессоленная нефть из Э-2 проходит через теплообменник Т-1, холодильник и подается в резервуары обессоленной нефти. Вода, отделенная в электродегидраторах, направляется в нефтеотделитель Е-1 для дополнительного отстоя. Уловленная нефть возвращается на прием сырьевого насоса, а вода сбрасывается в промышленную канализацию и передается на очистку.

1.7. Основные виду электрообессоливающих установок

Глав­ным аппаратом установки является электродегидратор - емкость, снабженная электродами, к которым подводится переменный ток высокого напряжения. В эксплуатации на промысловых и завод­ских установках ЭЛОУ находятся электродегидраторы различных конструкций: вертикальные, шаровые и горизонтальные.

Вертикальный электродегидратор (рис. 5) представляет собой цилиндрический сосуд диаметром 3 м, высотой 5 м и объемом 30 м³. Внутри находятся электроды - металлические пластины, подвешенные на фарфоровых изоляторах. Ток подается к электро­дам от двух повышающих трансформаторов мощностью по 5 ква (киловольтампер) каждый. Напряжение между электродами от 15 до 33 кв.

Сырье вводится в электродегидратор через вертикальную, вмон­тированную по оси аппарата трубу, которая на половине высоты дегидратора заканчивается распределительной головкой-Головка устроена так, что через ее узкую кольцевую щель эмульсия нефти и воды вводится в виде тонкой веерообразной горизонтальной струи. Обработанная нефть выводится в центре верхнего днища электродегидратора, а отстоявшаяся вода-через нижнее днище.

Рис. 5. Вертикальный электродегидратор:

1-корпус; 2-электроды; 3,4-изоляторы; 5 - трансформаторы; 6 - манометр; 7 - сигнальные лампы; 8 - распределительная головка; 9 - измерительное стекло.

Недостатком вертикальных электродегидраторов, приведшим к их вытеснению более современными конструкциями, является низкая производительность, недостаточно высокая температура обессоливания. Из-за низкой производительности на установках ЭЛОУ приходилось соединять параллельно 6-12 аппаратов. На мощных электрообессоливающих установках, построенных в 1955-1970 гг., применяются шаровые электродегидраторы емко­стью 600 м³ и диаметром 10,5 м. Производительность такого дегидратора (рис. 6) равна 300-500 м³/ч. Принцип его действия тот же, что и вертикального аппарата, но вместо одного стояка с рас­пределительной головкой для ввода сырья и одной пары электро­дов в шаровом электродегидраторе их по три.

Рис. 6. Шаровой электродегидратор:

1-трансформатор; 2, 4-распределительные головки ; 3 - эле ктрод; 5 - штуцер для вывода обессоленной нефти; 6-штуцер для ввода сырой нефти; 7-штуцер для дренажа.

Шаровые дегидраторы имеют в 10-15 раз большую произво­дительность, чем вертикальные, но они громоздки и трудоемки в изготовлении. Кроме того, они не могут эксплуатироваться при высоком давлении. Повышение расчетного давления электродегидратора привело бы к большому перерасходу металла на аппарат.

За последние годы в нашей стране и за ее пределами получили распространение горизонтальные электродегидраторы. Конструк­ция такого аппарата, рассчитанного на давление до 18аг и тем­пературу процесса 140-160°С, приведена на рис. 7. Горизонталь­ные электродегидраторы имеют диаметр 3-3,4 н и объем 80 и 160 м³. Повышение расчетного давления и температуры играет большую роль, так как позволяет проводить глубокое обезвожи­вание и обессоливание трудно обессоливаемых нефтей.

Характеристики

Список файлов реферата