Технологии переработки нефти и газов

метки: Подготовка, Горючее, Переработка, Вязкость, Нефть, Эмульсия, Барабан, Дисперсный

1. Подготовка горючих газов к переработке

2. Водонефтяные дисперсные системы их свойства и методы разрушения эмульсий

1. Подготовка горючих газов к переработке

Под горючими газами обычно подразумевают смеси газообразных горючих веществ: низкомолекулярных углеводородов (алканов и алкенов С ₁ ,-С₄ ), водорода, окиси углерода и сероводорода, разбавленных такими негорючими газами, как диоксид углерода, азот, аргон, гелий и пары воды.

Горючие газы принято подразделять (классифицировать) в зависимости от происхождения на следующие группы:

1) природные (сухие), состоящие преимущественно из метана, добываемые из чисто газовых месторождений;

2) нефтяные (жирные), состоящие из метана и его низкомолекулярных гомологов (С ₁ -С₅ ), добываемые попутно с нефтью;

3) газоконденсатные, по составу аналогичные нефтяным, добываемые из газоконденсатных месторождений;

4) искусственные, к которым относятся:

• нефтезаводские, получаемые при переработке нефти;
• газы переработки твердых топлив (коксовый, генераторный, доменный и др.).

По содержанию серосодержащих компонентов горючие газы делятся на:

• слабосернистые с содержанием сероводорода и тиоловой серы менее 20 и 36 мг/м ³ соответственно (то есть ниже допустимых норм по отраслевому стандарту ОСТ 51.40-83 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы»), которые не подвергаются специальной сероочистке;

— сернистые (условно подразделяемые на малосернистые, сернистые и высокосернистые), содержащие сероводород и тиоловую серу более 20 и 36 мг/м ³ соответственно, подлежащие обязательной очистке от сернистых соединений и переработке последних в газовую серу (только при переработке малосернистых газов допускается сжигание газов регенерации на факелах).

Сероводород и диоксид углерода являются кислыми коррозионно-агрессивными компонентами горючих газов, которые во влажной среде способствуют внутренней коррозии труб и оборудования и приводят к ухудшению топливных качеств газа. Поэтому эти примеси следует удалять перед транспортировкой и переработкой горючих газов.

Влага, содержащаяся в газе, вызывает различные осложнения в работе газовой аппаратуры. Пары воды в условиях промысловой подготовки и при транспортировании способны конденсироваться и, что особенно опасно, образовывать твердые кристаллогидраты, которые приводят к возникновению аварийных ситуаций. По этой причине горючие природные газы подлежат, кроме очистки от кислых компонентов, обязательной осушке до допустимых норм. На практике о влагосодержании горючих газов судят по их точке росы, понимая под этим термином температуру, ниже которой водяной пар конденсируется (выпадает в виде «росы»).

Нефть, газ и основные продукты их переработки

... нефти технически ценных продуктов ее подвергают переработке. Первичная переработка нефти заключается в ее перегонке. Перегонку производят на нефтеперерабатывающих заводах после отделения попутных газов. При перегонке нефти ... или молибдена) углеводороды, содержащие 6...8 атомов углерода в молекуле, превращаются в ароматические ... в бензин. Керосин применяют как горючее для реактивных и трак­торных ...

Осушка горючих газов. В газовой промышленности для осушки природных газов наиболее широко используют абсорбционный процесс с применением преимущественно в качестве абсорбента высококонцентрированных растворов гликолей — диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ).

В последнее время применяют также пропиленгликоль (ПГ).

По таким показателям, как летучесть, следовательно, и расход абсорбента, осушительная способность, склонность к пенообразованию, устойчивость к окислению и термическому разложению, коррозионная активность и некоторым другим, ДЭГ и ТЭГ более предпочтительны и потому находят в абсорбционных процессах осушки газов преимущественное применение по сравнению с моноэтиленгликолем. Процесс осушки газов включает 2 стадии: абсорбцию и десорбцию влаги и осуществляется соответственно в двух аппаратах колонного типа с тарелками (или насадками) — абсорбере и десорбере. Абсорбция проводится при температуре около 20°С и повышенном давлении — 2 — 6 МПа, а десорбция — при пониженном давлении и повышенной температуре 160-190°С.

Очистка горючих газов от сероводорода и диоксида углерода. Д ля очистки горючих газов от кислых компонентов или одного из них промышленное применение в настоящее время нашли следующие основные процессы:

• абсорбционные, основанные на использовании жидких поглотителей — физических или химических абсорбентов или их смесей (комбинированных абсорбентов);
• адсорбционные, с использованием твердых поглотителей (активированных углей, природных или синтетических цеолитов и др.);

— окислительные, основанные на химическом превращении сернистых соединений (сероводорода и меркаптанов) в элементарную серу (Джиаммарко-Ветрокок, Стретфорд процессы) или комбинированном использовании процессов щелочной очистки газов и каталитической окислительной регенерации щелочного раствора (типа Мерокс процесса).

В физических абсорбционных процессах в качестве абсорбентов применяют диметиловый эфир полиэтиленгликоля (селексолпроцесс), N-метилпирролидон, пропиленкарбонат (флюорпроцесс) три-бутилфосфат, ацетон, метанол и др. В качестве химических абсорбентов (хемосорбентов) широко используют амины, щелочь, аммиак, карбонат калия и др. Из комбинированных абсорбционных процессов, использующих в качестве поглотителя смесь физических и химических поглотителей, наиболее широкое практическое распространение получил процесс «Сульфинол» с использованием сульфолана и диизопропаноламина. В отечественной газовой промышленности и нефтепереработке преобладающее применение получили процессы этаноламиновой очистки горючих газов. Из аминов преобладающее применение нашли в нашей стране моноэтаноламин (МЭА), за рубежом — диэтаноламин (ДЭА).

Среди аминов МЭА наиболее дешевый и имеет такие преимущества, как высокая реакционная способность, стабильность, высокая поглотительная емкость, легкость регенерации. Однако ДЭА превосходит МЭА по таким показателям, как избирательность, упругость паров, потери от уноса и химических необратимых взаимодействий, энергоемкость стадии регенерации и некоторым другим.

Пасты, эмульсии. Пены, суспензии

... дисперсной среды и дисперсной фазы. Различают: масло в воде вода в масле Для эмульсий характерным является свойство обращения фаз. При введении в эмульсию в условиях интенсивного перемешивания ... при температуре, близкой к критической. Седиментационная устойчивость эмульсий аналогична суспензиям. Агрегативная неустойчивость проявляется в самопроизвольном образовании агрегата капелек с последующим ...

2. Водонефтяные дисперсные системы их свойства и методы разрушения эмульсий

В простейшем случае эмульсия представляет собой полидисперсную систему, состоящую из двух взаимно нерастворимых или слаборастворимых друг в друге жидкостей, образующих две фазы.

Непрерывная (внешняя, сплошная) фаза образует дисперсионную среду, а диспергированная в ней жидкость образует дисперсную (внутреннюю) фазу. Характерной особенностью типичных эмульсий является сферическая форма частиц (капелек, глобул) дисперсной фазы, так как такая форма имеет наименьшую поверхность и наименьшую свободную энергию.

2.1 Причины образования и свойства нефтяных эмульсий

Поскольку водонефтяная эмульсия представляет собой неустойчивую систему, тяготеющую к образованию минимальной поверхности раздела фаз, вполне естественно ожидать наличие у нее склонности к расслоению. Однако в реальных условиях эксплуатации нефтедобывающего оборудования во многих случаях образуются эмульсии, обладающие высокой устойчивостью. Это в значительной степени определяет выбор технологии их дальнейшей обработки, а также глубину отделения водной фазы от нефти. Агрегативную устойчивость эмульсий измеряют временем их существования до полного разделения образующих эмульсию жидкостей. В случае эмульсий, полученных из разных нефтей, их устойчивость может составлять от нескольких секунд до года и более.

Устойчивость нефтяных эмульсий зависит от величины глобул воды (ее дисперсности), плотности и вязкости нефти, содержания в ней легких фракций углеводородов, эмульгаторов и стабилизаторов эмульсии, а также от состава и свойств эмульгированной воды.

К естественным стабилизаторам эмульсий относят содержащиеся в нефти асфальтены, смолы, нафтены и парафины, являющиеся природными ПАВ. Кроме того, к ним относят мельчайшие твердые частицы веществ (глина, кварц, соли и т. д.), находящихся в продукции скважин во взвешенном состоянии.

В зависимости от концентрации дисперсной фазы в эмульсиях их подразделяют на разбавленные или слабо концентрированные (дисперсной фазы менее 20 %), концентрированные (до 74 %) и высококонцентрированные (свыше 74 %).

Разбавленные эмульсии с мелкодисперсной структурой обладают высокой стойкостью к разрушению.

В промысловых эмульсиях размер капель дисперсной водной фазы обычно составляет от 0,1 до 250 мкм. Капли более крупного размера могут существовать только в потоке вследствие быстрой седиментации в статических условиях.

Устойчивость большинства нефтяных эмульсий типа «вода в нефти» со временем возрастает. В процессе старения эмульсии на глобулах воды увеличивается слой эмульгатора и, соответственно, повышается его механическая прочность. При столкновении таких глобул не происходит их коалесценции из-за наличия прочной гидрофобной пленки. Для слияния глобул воды необходимо эту пленку разрушить и заменить ее гидрофильным слоем какого-либо ПАВ. Старение эмульсий интенсивно протекает только в начальный период после их образования, а затем заметно замедляется. Особенности старения обратной эмульсии зависят от состава и свойств нефти, пластовой воды, условий образования эмульсии (температура, интенсивность перемешивания фаз.

Каталог :: Химия. Доклад про нефть

... циклогексана C6h22 и бензола С6Н6—типичных представителей каждого и этих классов: Кроме углеродной части в нефти имеются асфальто-смолистая составляющая, порфирины, сера и зольная часть. Асфальто ... природного газа России и США, не говоря уж о Западной Европе, бедней с этой точки зрения. Происхождение нефти Про уголь, вы, верно, уже знаете. Точка зрения ...

К основным характеристикам нефтяных эмульсий относят степень разрушения за определенный период времени, эффективную (в ряде случаев структурную) вязкость, средний поверхностно-объемный диаметр эмульгированных капель водной фазы. В совокупности эти параметры отражают интенсивность эмульгирования нефти, ее физико-химические свойства и адсорбцию эмульгатора.

Об интенсивности разрушения эмульсии можно судить по разности между плотностями воды и нефти rD, а также отношению суммарного содержания асфальтенов (а) и смол (с) к содержанию парафинов (n) в нефти (а+с)/n. Последний показатель предопределяет способ деэмульгирования нефтяных эмульсий. Показатель rD соответствует движущей силе гравитационного отстаивания. Оба показателя являются качественными характеристиками эмульсий и позволяют разделять их на группы.

В зависимости от соотношения плотностей воды и нефти эмульсии классифицируют [5] на трудно расслаиваемые (rD = 0,200-0,250 г/см ³ ), расслаиваемые (rD = 0,250-0,300 г/см ³ ) и легко расслаиваемые (rD = 0,300-0,350 г/см ³ ).

По показателю (а+с)/n нефти подразделяют на смешанные ((а+с)/n = 0,951-1,400), смолистые ((а+с)/n = 2,759-3,888) и высокосмолистые ((а+с)/n = 4,774-7,789).

Совместный подъем пластовых жидкостей в скважинах происходит с одновременным их смешением и диспергированием в насосном оборудовании. Интенсивное перемешивание пластовых жидкостей в рабочих органах насосных установок и последующая адсорбция природных стабилизаторов на межфазной поверхности в подъемнике приводят к тому, что на устье скважин формируются агрегативно устойчивые высокодисперсные эмульсии обратного типа.

В скважинах, оборудованных УЭЦН, эмульсеобразование происходит наиболее интенсивно. Средний поверхностно-объемный диаметр капель равен 3-8 мкм, причем какой-либо определенной зависимости размера капель от типоразмера насоса не установлено. На месторождениях вязкой нефти диаметр эмульгированных капель несколько больше. Согласно формирование дисперсной структуры эмульсии в УЭЦН завершается на первых сорока ступенях насоса. В дальнейшем, по мере подъема нефти в НКТ, структура эмульсии не претерпевает существенных изменений. С повышением вязкости и плотности нефти вязкость эмульсий образовавшихся в УЭЦН возрастает, а их стойкость увеличивается.

При добыче нефти штанговыми насосами особенно сильное эмульгирование происходит в клапанных узлах насосов и резьбовых соединениях НКТ. Эмульсия начинает формироваться при движении жидкости через насос. Средний диаметр капель водной фазы на выходе из насоса составляет около 90 мкм. В дальнейшем эмульгирование нефти протекает в НКТ за счет турбулизации потока при омывании встречных конструктивных элементов труб (например, муфт штанговых колонн).

Часть энергии, затрачиваемая на диспергирование эмульсии, концентрируется на межфазной поверхности в виде энергии поверхностного натяжения. Однако ожидаемое слияние капель сдерживается защитными адсорбционными слоями эмульгатора на межфазной поверхности. По той же причине затруднено дробление капель дисперсной фазы в движущемся потоке.

горючий газ эмульсия разрушение

2.2 Разрушение водонефтяных эмульсий

Существуют следующие способы разрушения нефтяных эмульсий:

Подготовка нефти и газа к транспортировке

... этапом подготовки нефти к транспортировке и переработке. При обессоливании обезвоженную нефть смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию, которая затем разрушается. Обессоливание нефти проводится на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах. Нефть и вода ...

• отстаивание;
• фильтрация;
• центрифугирование;
• термическое воздействие;
• электрическое воздействие;
• внутритрубная деэмульсация;
• воздействие магнитного поля.

Отстаивание применяют при высокой обводненности нефти и осуществляют путем гравитационного осаждения диспергированных капель воды. На промыслах применяют отстойники периодического и непрерывного действия разнообразных конструкций. В качестве отстойников периодического действия обычно используют сырьевые резервуары, при заполнении которых сырой нефтью происходит осаждение воды в их нижнюю часть. В отстойниках непрерывного действия отделение воды происходит при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. В зависимости от конструкции и расположения распределительных устройств движение жидкости в отстойниках осуществляется в преобладающем направлении горизонтально или вертикально.

Фильтрацию применяют для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода — нет.

Целью использования центрифуги является повышение эффективности разделения на фазы водонефтяной эмульсии, сокращение количества аппаратов, используемых в схемах промысловой подготовки нефти и газа, т.е. снижение металлоемкости добывающей нефтяной промышленности, удаление вместе с водой присутствующих в ней механических примесей, т.е. повышение эксплуатационной надежности промысловых трубопроводов.

В настоящее время в промысловой подготовке добываемой водонефтяной эмульсии, чтобы отделить нужные и ценные продукты: нефть и газ от воды и друг от друга выполняются всего две операции: разгазирование и обезвоживание, но чтобы осуществить эти две операции применяются очень громоздкие схемы цепей аппаратов. Все эти схемы цепей аппаратов вместе с насосными станциями для откачки отделенных друг от друга воды и нефти занимают очень много места, все аппараты соединены между собой большим количеством трубопроводов, на которых установлено большое количество разнообразных задвижек для отключения данного аппарата из схемы в случае ремонта или аварийного выхода из строя. Все это большое количество оборудования очень сложно обслуживать.

Кроме того, в извлекаемой на поверхность водонефтяной эмульсии содержится очень большое количество механических примесей, которые потом при движении по трубопроводам действуют как абразив, протачивая во всех трубопроводах канавки, и их стенки истончаются до такой степени, что под действием повышенного давления в трубопроводе он разрывается и это приводит к авариям с большими материальными, экономическими и экологическими затратами и потерями.

Т.о. сокращение количества аппаратов в схемах промысловой подготовки нефти и уменьшнение количества порывов промысловых трубопроводов являются первостепенейшими и актуальнейшими задачами, а решение этих проблем вместе позволит снизить металлоемкость нефтедобывающей промышленности.

Все эти задачи позволяет решить предлагаемый способ разделения водонефтяных эмульсий с помощью центрифугирования, который широко применялся на промыслах США в 1920-1940 гг.

В предлагаемом способе подготовки нефти вместо традиционного гравитационного используется более мощная центробежная сила для разделения на фазы водонефтяной эмульсии. Разница в осуществлении способа состоит в том, что в традиционном многоаппаратном способе сначала идет операция разгазирования и только потом осуществляется операция обезвоживания. В предлагаемом же способе сначала идет обезвоживание и только потом проводится разгазирование нефти, но обе эти операции осуществляются одновременно и в одном аппарате.

Методы разрушения нефтяных эмульсий

... центрифуги, требующего высококвалифицированного обслуживания. Термические способы разрушения эмульсий. Термическая обработка нефтяных эмульсий (подогрев, промывка горячей водой при атмосферном или под избыточным давлением) имеет целью увеличение скорости отстоя взвешенных в нефти ... капелек также необходимы определенные условия. Из уравнения деэмульгатор кислота нефтяной эмульсия U = 2/9 r2(?1 - ?0)g ...

Рисунок 1. — Сепаратор для разделения эмульсий : 1 — ротор; 2 — пакет тарелок ; Ф ₁ и Ф ₂ — фугаты; Э — эмульсия .

Центрифуги обладают очень большими недостатками: они имеют цилиндрический барабан и, разделяемая жидкость поступает в него с одного конца, а разделенные компоненты выходят с другого конца барабана, т.е. перемещение жидкости идет вдоль оси центрифуги с очень небольшой скоростью, а присутствующие в жидкости механические примеси, как материал, имеющий большую плотность, прижимаются к стенкам барабана центрифуги и еще больше замедляют движение жидкости вдоль оси центрифуги. Поток жидкости при такой малой скорости неспособен смыть и унести с собой механические примеси. По этим причинам применяемые центрифуги имеют очень низкую производительность и большую энергоемкость.

Число оборотов центрифуги имеет огромное значение. При малой скорости будет недостаточна центробежная сила и центрифуга не выполнит своего назначения. При слишком большой скорости вращения стенки барабана могут не выдержать разрывающих усилий и произойдет авария. При эксплуатации центрифуг нужно иметь в виду, что в начальной стадии, когда барабан развивает вращение, осадок неравномерно распределяется по поверхности барабана. В результате барабан начинает «бить», что крайне вредно отражается на прочности станины. Для смягчения толчков и ударов центрифугам придаются резиновые амортизаторы. По этим же соображениям на центрифугах устанавливают тормоз, позволяющий после выключения электромотора плавно и сравнительно быстро остановить барабан. Также важно, чтобы при изготовлении центрифуги барабан был тщательно сбалансирован (центр тяжести барабана и вала должен совпадать с осью вращения. Пусковой период для двигателя представляет наибольшую трудность, поскольку ему приходится преодолевать инерцию барабана, инерцию находящейся в нем жидкости и трение барабана о воздух. В связи с этим мощность центрифуги всегда рассчитывают на пусковой период. Рабочая мощность обычно в 2-3 раза меньше пусковой.

На работу центрифуг существенно влияет вязкость жидкой фазы. С увеличением этого параметра производительность центрифуги уменьшается. Поэтому в некоторых случаях (когда это допустимо) для уменьшения вязкости жидкости прибегают к ее нагреву. Нагревание эмульсии приводит не только к уменьшению вязкости, но и снижению

Предлагаемый способ промысловой подготовки нефти решает большинство актуальнейших задач, стоящих перед добывающей нефтяной промышленностью.

Для размещения оборудования предлагаемого способа не нужно много места, оно очень компактно и его легко монтировать и обслуживать.

Центрифуги могут иметь практически любую производительность, их очень легко можно будет автоматизировать.

Термическое воздействие на водонефтяные эмульсии заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают до температуры 45-80 ⁰ С. При нагревании уменьшается прочность слоев эмульгатора на поверхности капель, что облегчает их слияние. Кроме того, уменьшается вязкость нефти и увеличивается разница плотностей воды и нефти, что способствует быстрому разделению эмульсии. Подогрев осуществляют в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах.

Тема работы Анализ влияния технологических параметров на процессы ...

... 5приложений. Ключевые слова: деэмульгатор, водонефтяная эмульсия, обезвоживание и обессоливание нефти. Объект исследования: технология подготовки нефти Вынгапуровского месторождения и влияние деэмульгаторов на качество подготовки нефти. Цель работы: определение возможности применения деэмульгаторов марки UnidemES ...

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 диэмульгатора, расход промывной воды и степень ее смешения с нефтью, напряженность электрического поля. Применяемый на ЭЛОУ подогрев нефти позволяет уменьшить ее вязкость, что существенно повышает подвижность капелек воды в нефтянойсреде и ускоряет их коалесценцию. Вместе с тем подогрев нефти на ЭЛОУ сопряжен с серьезными недостатками. С повышением температуры сильно увеличивается электропроводность нефти и, соответственно, повышается расход электроэнергии, значительно усложняются 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.

Внутритрубную деэмульсацию проводят посредством добавления в эмульсию химического реагента-деэмульгатора. Это позволяет разрушать эмульсию в трубопроводе, что снижает ее вязкость и уменьшает гидравлические потери.

Для каждого состава нефти подбирают свой наиболее эффективный деэмульгатор, предварительно оценив результаты отделения пластовой воды в лабораторных условиях.

Любое органическое вещество, обладающее моющими свойствами, может с той или иной эффективностью использоваться в качестве деэмульгатора. Высокоэффективные деэмульгаторы, применяемые на нефтепромыслах и нефтеперерабатывающих заводах для обезвоживания и обессоливания нефти, содержат смесь ПАВ различных структур и модификаций. Теории, объясняющие механизм действия деэмульгаторов, разделяют на две группы:

• физическая, предполагающая протекание физической адсорбции молекул деэмульгатора на коллоидных частицах, разрыхляющее и модифицирующее действие деэмульгаторов на межфазный слой, которое способствует вытеснению и миграции молекул (частиц) стабилизатора в ту или иную фазу;

— химическая, основанная на предположении о преобладающей роли хемосорбции молекул деэмульгатора на компонентах защитного слоя с образованием прочных химических связей, в результате чего природные стабилизаторы нефти теряют способность эмульгировать воду.

Методы обессоливания нефти и нефтяного сырья (тяжелых остатков)

... B01 D1704 Предложен способ обессоливания нефти, по которому к нефти, а танже к промывным водам добавляют соответствующие деэмульгаторы эмульсий вм и мв, промывают нефть и водный слой, ... химии М Уфа,8-10 октября,1997 Тез. Окл Уфа, 1997, с.179. Высокоэффективные деэмульгаторы, которые используются при подготовке нефтей на нефтепромыслах и в процессе глубокого обезвоживания и обессоливания на ЭЛОУ ...

Согласно общепринятой в настоящее время теории, разработанной под руководством академика П.А. Ребиндера, при введении ПАВ в нефтяную эмульсию на границе раздела «нефть — вода» протекают следующие процессы. ПАВ, обладая большей поверхностной активностью, вытесняет природные стабилизаторы с поверхности раздела фаз, адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных частицах природных стабилизаторов нефтяных эмульсий. Молекулы деэмульгаторов изменяют смачиваемость, что способствует переходу этих частиц с границы раздела в объем водной или нефтяной фаз. В результате происходит коалесценция.

Таким образом, процесс разрушения нефтяных эмульсий является в большей степени физическим, чем химическим и зависит от:

• компонентного состава и свойства защитных слоев природных стабилизаторов;
• типа, коллоидно-химических свойств и удельного расхода применяемого деэмульгатора;
• температуры, интенсивности и времени перемещения нефтяной эмульсии с деэмульгатором.

Технологический эффект применения деэмульгатора заключается в обеспечении быстрого и полного отделения пластовой воды при его минимальном расходе.

Как правило, подбор высокоэффективного, оптимального для конкретной водонефтяной эмульсии деэмульгатора осуществляют эмпирически. Это обусловлено тем, что в зависимости от технологии добычи и подготовки нефти, ее химического состава, физико-химических свойств и обводненности, минерализации пластовой воды, наличия в ней механических примесей и других факторов к деэмульгатору предъявляются специфические требования.

На нефтегазодобывающих предприятиях нашел также применение метод предотвращения образования стойких эмульсий (метод искусственного увеличения обводненности нефти).

Сущность метода заключается в возврате на прием насоса некоторой части добываемой воды, расслоившейся в отстойной расширительной камере или в поле центробежных сил. Избыток водной фазы, образовавшейся в насосе, приводит к переходу водонефтяной смеси из одной структуры потока в другую. Вязкость образовавшейся прямой эмульсии в десятки и сотни раз меньше вязкости обратных эмульсий. В соответствии с этим резко снижается и стойкость прямых эмульсий, что создает благоприятные условия для отделения водной фазы и возвращения некоторого ее объема на прием насоса. Подачу оборотной воды на прием насоса можно осуществить самоподливом в затрубное пространство скважины, без применения дополнительных перекачивающих органов.

Метод самоподлива предполагает потерю производительности установки за счет рециркулируемой части водной фазы. Однако многократное снижение вязкости нефти в колонне труб позволяет существенно увеличить коэффициент подачи установок, что не только компенсирует потерю, но и в ряде случаев повышает производительность насосов.

Литература

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/podgotovka-goryuchih-gazov-k-pererabotke/

1. Рябов В.Д., Кошелев В.Д. Углеводороды нефти и нефтепродуктов М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999. — 304 с.

Нефть, природный и попутный нефтяной газ и каменный уголь

... нефти образуются непредельные углеводороды, которые находят широкое применение в промышленном органическом синтезе Природный и попутный нефтяной газы Природный газ. В состав природного газа входит в основном метан (около 93%). Кроме метана природный газ содержит еще и ... загрязнения окружающей среды. Заключение Природная нефть всегда содержит воду, минеральные соли и разного рода механические примеси. ...

2. Рябов В.Д. Химия нефти и газа. Изд.: «Техника», ТУМА РГУПП, 2004. — 288 с.

3. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Изд.: «Гилем», Уфа, 2002. — 672 с.

4. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. Учебное пособие для вузов. — М: Химия, 2001. — 567 с.

5. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти.- М.: Химия, 1998. — 448 с.

6. Рябов В.Д. Химия нефти.- М.: Нефть и газ, 1998. — 356 с.

7. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти. — Л.: Химия, 1985. — 385 с.

8. Ластовкин Г. А. Справочник нефтепереработчика. Л: Химия, 1996. — 648 с.

9. Сильверстейн Р., Басслер Г., Морил Т. Спектрометрическая идентификация органических соединений. Изд.: «Мир» Москва, 1997. — 590 с.