Напишем:


✔ Реферат от 200 руб., от 4 часов
✔ Контрольную от 200 руб., от 4 часов
✔ Курсовую от 500 руб., от 1 дня
✔ Решим задачу от 20 руб., от 4 часов
✔ Дипломную работу от 3000 руб., от 3-х дней
✔ Другие виды работ по договоренности.

Узнать стоимость!

Не интересно!

Разрушение нефтяных эмульсий.


Существует несколько способов разрушения, деэмульгирования нефтяных эмульсий обратного типа:

1) Внутритрубная деэмульгация за счет подачи искусственных поверхностно активных веществ, более поверхностно активных, чем естественный Пав

2)      Гравитационное разделение (отстой)

3)    Центрифугирование

4)    Фильтрация через твердые поверхности (гидрофильные, гидрофобные)

5)    Термохимическое воздействие (тепло + химические вещества)

6)    Электродегидрирование

7)    Барбатирование через слой воды                                                                                       

Как правило, эти способы используются комбинированно, т.е. эти способы совмещают.

               1)Деэмульгаторы – это вещества, понижающие поверхностное натяжение, делятся на 2 основные группы:

-         ионогенные (образуют ионы водных растворов)

-         неионогенные (не образуют ионы водных растворов)

Принцип действия:

Деэмульгаторы, адсорбируясь на поверхности раздела фаз нефть – вода, вытесняют и замещают поверхностно активные природные эмульгаторы.

Пленка, образованная деэмульгатором, менее прочная, по мере накопления деэмульгатором на поверхности капелек воды, между каплями возникают силы взаимного притяжения.

Процесс слияния капелек воды называется коалисценцией, а слипание глобул при столкновении называется флокуляцией (хлопьеобразование).

Разделение эмульсий вода в масле можно разделить на несколько стадий:

     1. Распределение деэмульгатора по всему объему нефтяной фазы.

2. Проникновение реагента в защитные слои и их разрушение.

3.     Сближение и коалисценция капель воды и их осаждение за счет гравитационных сил.

4.     Интенсификация процессов слияния.

           2)Основными показателями, характеризующими процесс отстоя, являются:

1.     Время отстоя эмульсии.

2.     Температура эмульсии.

3.     Количество деэмульгатора.

4.     Остаточное содержание воды и солей в нефти после отстоя.

 τ=2,5… 4 часа  (время отстоя)

t=30ºС… 40ºС

qпав=20… 30 Гр\т  (количество деэмульгатора)

Пв=0,2…  1,0%  (содержание воды)

Ссолей=50…  1000 м2\л  (содержание солей)

Гравитационное отстаивание эмульсии происходит в аппаратах предварительного сброса воды, отстойниках, резервуарах и электродегидраторах.

При расчете отстойной аппаратуры пользуются законом Стокса.

         Разрушение нефтяных эмульсий.

d – диаметр капель

ρ – плотность

μ – вязкость нефти

Эти формулы справедливы для одиночных капель, для обводненности до 3-4%, капля находится в нефти.

Для реальных эмульсий используют формулу Адамара-Рыбчинского

              Разрушение нефтяных эмульсий.Разрушение нефтяных эмульсий.

V – скорость седиментации (осаждения)

-         μ  - динамические вязкости дисперсной среды дисперсной фазы

-         r - радиус частицы

-         ρ - плотности дисперсной среды и дисперсной фазы

Cкорость седиментации полидисперсной эмульсии

    Разрушение нефтяных эмульсий.

Разрушение нефтяных эмульсий.

V – объем эмульсии

r – радиус частицы

n- количество частиц I – го размера

- скорость седиментации    -той частицы

В настоящее время на промыслах применяют напорные отстойники в виде горизонтальных цилиндрических емкостей .

Разрушение нефтяных эмульсий.Существуют в зависимости от направления ввода эмульсии 2 класса отстойников с вертикальным движением потоков и горизонтальным.

При вертикальном движении нефти эмульсию вводят через трубчатые перфорированные наконечники, которые могут располагаться в нижней части аппарата в слое дренажной воды.

Расчитывают несколько этапов процесса отстоя:

1.     Каплеобразование (распыление водонефтяной эмульсии в водной фазе). Ввод эмульсии осуществляется в слой воды.

2.     Всплывание крупных капель эмульсии в водной фазе.

3.     Переход нефтяных капель через границу раздела нефть – вода.

4.     Прохождение струек сырья через промежуточный слой эмульсии, т.е. над границей нефть – вода имеется промежуточный слой.

5.     Протекание через кипящий слой, состоящий из взвешенных глобул воды, выше промежуточного слоя.

Разрушение нефтяных эмульсий.При горизонтальном движении имеется преимущество, т.к. в них отсутствует вертикально взвешивающие скорости, однако в них на границе раздела фаз всегда образуется эмульсионный промежуточный слой в форме клина, утолщающегося к выходу.

           

 3)Центрофугирование.

Разделение характеризуется центробежным критерием Фруда

Разрушение нефтяных эмульсий.Frу=Fy/Fт

Fry=mνв2/mgr= νв2/rg

τ=(18μн/d2ω2ρв)ln(R/r0)

τ – время нахождения эмульсии в центрифуге

R – радиус центрифуги

r0  -радиус оси

Определяют предельный размер частицы воды, осаждающейся в центрифуге

dпр=√((18μн/d2ω2ρв)ln(R/r0))

Т.е. при разрушении эмульсии в центрифуге задаются диаметром капелек воды, которые должны удалиться из нефти и определяют необходимое время нахождения эмульсии в центрифуге.

           4)Прохождение и фильтрация через твердые поверхности.

Нестойкие и средней стойкости эмульсии хорошо разрушаются при прохождении через фильтрующий слой, которым может быть гравий, битое стекло, полимерные шарики, древесные и металлические стружки.

Этот способ основан на том, что молекулы жидкости лучше взаимодействуют с молекулами твердых веществ, чем между собой, при этом жидкость растекается по поверхности, т.е. смачивают ее.

Расстилание происходит до покрытия твердого тела жидкостью.

     5)Термохимическое воздействие.

Термообработка эмульсии.

При нагревании водонефтяной эмульсии происходит:

1.     обратная диффузия эмульгатора с блокирующих оболочек нефти

2.     снижение прочности блокирующих оболочек

3.     снижение межфазного натяжения на границе нефть – вода

4.     увеличение объема капель дисперсной фазы и увеличение вероятности их столкновения

5.     увеличение разности плотностей

6.     уменьшение вязкости нефти

Каплеобразователи.

Для доведения ПАВ до капелек пластовой воды и разрушения бронирующих оболочек применяют каплеобразователи. Они бывают двух типов:

1.     трубчатые

2.     обычные

Линейный каплеобразователь изготавливают из обрезков труб разного диаметра и располагают на опорах горизонтальной плоскости.

Разрушение нефтяных эмульсий.Диаметры обрезков труб увеличиваются от секции к секции в направлении движения обрабатываемой эмульсии.

1.     Вход эмульсии

2.     колено каплеобразователя

3.     выход расслоенного потока нефти и воды

1 секция: массообменная.

Предназначена для разрушения бронирующих оболочек и укрупнения их за счет турбулентности потока.

2 секция: для коалисценции капель воды до более крупных размеров при снижении турбулентности потока.

3 секция: для возможного расслоения потока на нефть и воду за счет гравитационных сил.

6)Электродегидраторы.

Разрушение нефтяных эмульсий.Однородное электрическое поле попадает капля воды, она поляризуется и между двумя каплями образуются взаимные силы и происходит слияние, замена безводной нефти эмульсией, вода в нефти нарушает однородность электрического поля, расположение силовых линий меняется в результате индукции, диспергированные капли воды поляризуются и вытягиваются вдоль линии поля с образованием в вершинах капель воды электрические заряды противоположны по знаку зарядам на электродах.

Под действием основного и дополнительного электрических полей сначала происходит упорядочение движения, а затем столкновение капель воды, это обусловлено силами притяжения:

F=(k ع2r6)/L2

-         k - коэффициент пропорциональности

-         ع - напряженность электрического поля

-         r - радиус капли

-         L - расстояние между центрами капель.

Если L мало, а r больше, то силы притяжения велики, поэтому адсорбированные на поверхности капель воды оболочки сравниваются и разрушаются.

Технологические схемы обезвоживания нефти.

Разрушение нефтяных эмульсий.

1.     Газосепарационный узел. Вторая ступень сепарации.

2.     отстойник предварительного сбора воды.

3.     печь подогрева.

4.     узел обезвоживания нефти.

5.     каплеобразователь.

6.     гравитационный отстойник эмульсии

Совершенствование процесса подготовки нефти возможно в нескольких направлениях, одним из этих направлений является притяжение автоматизированного блочно-комплектного образования.

Разрушение нефтяных эмульсий.
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Обессоливание нефти.

Разрушение нефтяных эмульсий.После ступени обезвоживания нефть удовлетворяет норму по содержанию воды, однако минерализация и состав воды, по содержанию хлористых солей и минерализации превышает допустимую норму, поэтому нефть промывают пресной водой.

Принципиальная технологическая схема ступеней обессоливания

1 – теплообменник

2 – электродегидратор

3 – нефтеотделитель

I.                   нефть после первой ступени обезвоживается

II.                деэтиригатор

III.             Щелочь или сода (если в пластовой воде содержатся органические кислоты)

IV.            Пресная вода

V.               Обессоливание нефти

VI.            Дренажная вода системы ППД

VII.         Нефть возвращается на прием электродегидратора

Объем пресной воды составляет 5-10%, объем обрабатываемой нефти в электродегидраторах под действием электрического поля происходит слияние капелек пресной и соленой воды. В результате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая направляется в нефтеотделитель для дополнительного отстоя, уловленная в нефтеотделителе нефть снова направляется в электродегидратор.

Стабилизация нефти.

Процесс извлечения легких углеводородов из нефти на прочные называют стабилизацией нефти.

Процесс стабилизации нефти – это завершающая стадия сепарации газа, его применяют для уменьшения потерь легких углеводородов в товарных резервуарах и за пределами прочности. Его осуществляют двумя путями.

1.     сепарация углеводородов под вакуум (вакуумная сепарация)

2.     сепарация углеводородов при повышении давления и температуры.

ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ И ИХ СВОЙСТВА. СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ СТОЧНЫХ ВОД.

Пластовые воды и их свойства.

Воды, добывающиеся вместе с нефтью, называются пластовыми водами.

В зависимости от соотношения содержащихся в водах ионов воды подразделяются на классы.

Cl- , SO4-2 , HCO3 , Ca2+ , Mg2+ , Na+

1.     сульфатисто-натриевые

2.     гидрокарбонатно-натриевые

3.     хлорнатриевые

4.     хлоркальциевые

Каждый класс содержит три группы:

1.     гидрокарбонатные

2.     сульфатные

3.     хлоридные

Эти группы в свою очередь делятся на три подгруппы:

А)кальциевые

Б)магниевые

В)натриевые

Свойства, которые определяют для пластовых вод.

1.     плотность

2.     рН

3.     минерализация

По минерализации воды подразделяются

1)пресные с минерализацией до 1 г\л

2)солоноватые или слабоминерализованные от 1 до 10 г\л

3)соленые и минерализованные от 10 до 50 г\л

4)рассолы свыше 50 г\л

Пластовые сточные воды в отличие от пластовой воды дополнительно содержат до 12% пресной воды. Помимо этого содержатся в составе сточных пластовых вод павы.

При подготовке сточных пластовых вод к ней предъявляются определенные требования.

1.     Разрушение нефтяных эмульсий.химическая стабильность (стабильность химического состава), т.е. при хранении и транспортировке пластовых сточных вод не должны образовывать твердые взвешенные частицы за счет химической реакции. В воде содержатся ионы бикарбонатов и соли железа Fe(HCO3)2. При контакте с кислородом

4Fe(HCO3)2+O2+2H2O à 4Fe(HO)3+8CO2

Разрушение нефтяных эмульсий. 


                                                                                  осадок

образуется осадок и коррозионно активный углекислый газ.

2.     Пластовые сточные воды должны обладать повышенной нефтеомывающей способностью.

3.     не должна вызывать быстрого снижения приемистости скважин

По содержанию мех. Примесей и нефти, исходя из конкретных геолого-физических условий выбирают эти требования.

Содержание мех. примесей выборочно определяют экспериментальным и промысловым способом.

Степень очистки должна быть такой, чтобы сохранялась приемистость нагнетательных скважин при высоком давлении закачки.

4.     Пластовые сточные воды не должны быть коррозионно активными. Углекислый газ в воде увеличивает химическую коррозию, причем при увеличении температуры коррозионная активность СО2 увеличивается. СО2 уменьшает рН воды – это приводит к разрушению защитных пленок на металле. Н2S  - коррозия, с ним связано образование H2S в пластах – он образуется в результате восстановления сульфатов, которые соединяются в воде. При этом происходит окисление углеводородов в нефти до углекислого газа.

Разрушение нефтяных эмульсий.CaSO4+CH4 à CaSO3+H2O+ H2S

7CaSO4+C9H20 à 7CaCo3+2CO2+3H2O+7H2S

H2S в присутствии с кислородом образуют серную кислоту.

H2S+2O2 à H2SO4

Также при взаимодействии с железом образуют сульфит железа.

4Fe+2H2S+3O2 à 4FeS3+12H2O

 Снизить коррозионную активность воды по отношению к металлам можно различными способами.

1.     Исключение контакта пластовых сточных вод с воздухом.

2.     Введение в воду ингибиторов коррозии.

3.     Изоляция поверхности труб и оборудование различными покрытиями.

4.     Обескислороживание воды.

5.     применение металлов стойких коррозии. Также для исключения образования H2S сточные воды обрабатываются бактерицидами формальдегид и фенол.

Системы сбора и подготовки сточных вод.

Разрушение нефтяных эмульсий.Открытая и закрытая система сбора.

1.     Водовод с УПН.2-песколовка, 3-нефтеловушка, 4-насос для уловления нефти, 5-пруды-отстойники, 6-приемная камера, 7-насос,8-песчаный фильтр, 9-водоводная промывка фильтров, 10-шлаконакопитель, 11-водовод чистой воды, 12-емкость для чистой воды, 13-насос для подачи чистой воды в водовод, 14- насос для подачи чистой воды на КНС, 15-водовод на КНС.

Недостатки:

1.     нефтеловушки и пруды изготавливаются из железобетона.

2.     для всех этих сооружений требуется большая площадь.

3.     производительность установки должна постепенно увеличиваться.

4.     контакт сточных вод с кислородом.


Предыдущие материалы: Следующие материалы: