|
Классификация деэмульгаторов по фенольному числу
Таблица 14. Оценка вероятности успешного действия деэмульгаторов
Таким обратом, маслорастворимые деэмульгаторы и условно водорастворимые (группа 3 и 2) обладают повышенной селективностью, а водорастворимые реагенты (группа1) относятся к универсаланым препаратам. Существует и другая методика подбора необходимого деэмульгатора. Согласно неё все нефти в зависимости от отношения содержания асфальтенов и смол к содержанию в ней парафинов условно разделяются на 3 группы: нефти смешанного состава, или группа А (0,8 - 1,4); нефти смолистые, или группа В (2 -3); нефти высокосмолистые, или группа С (отношение > 3). При этом, охарактеризовать вероятность успешного действия деэмульгаторов можно с помощью табл.15. При таком подходе, элементы селективности можно обнаружить у всех групп деэмулъгаторов. Особо хочется подчеркнуть, что в любом случае речь идёт лишь о вероятности успешного действия, т.е. окончательный приговор может быть вынесен только после практических испытаний, при этом, тип эмульсии (В/M или М/В) на выбор реагента существенного влияния не оказывают.
Таблица 15. Оценка вероятности успешного действия деэмульгаторов.
Особенности применения деэмульгаторов для обессоливания нефтей Однозначно установлено, что для нефтей с плотностью 820 - 900 кг/м3 при ГОСТовской глубине обезвоживания до 0,5 -1,0 % мас. нормируемое содержание хлористых солей для 1 и 2 группы качества может быть получено только в том случае, если исходные пластовые воды содержали не более 60 мг/л (1030 кг/м3 ) хлористых солей, т.е. были практически пресными. Количество солей в пересчете на NaCl, остающихся в нефти после обезвоживания (мг/л) -«X» - определяется выражением:
Х=104 (9) где: (%) - содержание в пластовой воде хлоридов в пересчете на NaCl; w (%) - количество воды в нефти после обезвоживания; - плотность нефти. Для реальных пластовых вод, содержащих 200 - 260 г/л хлористых солей (1100 -1140 кг/м3) требуемая степень обессоливания может быть достигнута лишь при остаточном содержании воды не более 0,1 % мас. Обеспечить такую степень обезвоживания особенно для высоковязких асфальтосмолистых или парафини-стых нефтей сложно и дорого даже с самыми современными деэмульгаторами. Поэтому, для подготовки продукции до требуемых норм качества приходится искать другие пути. Известно, что в сырых нефтях хлористые и другие соли присутствуют, главным образом, в растворённом в пластовой воде виде, а также в виде мелких кристаллов. Появление кристаллов объясняется тем, что мелкие водяные капельки имеют более высокое давление насыщенных паров, чем крупные. Поэтому, при разгазировании они быстро испаряются, что приводит к перенасыщению их растворами солей и образованию микрокристаллов. Образовавшиеся микрокристаллы адсорбируют на себе полярные компоненты нефти и становятся трудно удалимыми. Именно этим объясняется хорошо известный на практике факт, когда остаточное содержание хлористых солей в нефти не всегда пропорционально глубин её обезвоживания. Поэтому для большинства нефтяных месторождений предусматривается двухступенчатая технология подготовки нефти, включающая обезвоживание и обессоливание. При этом, под обессоливанием понимают процесс вымывания микрокристаллов и микрокапель промывочной пресной водой с последующим её отделением. Остаточное количество солей в обессоленной нефти можно рассчитать по уравнению: хк=хн (10) где: Хк и Хн - конечное и начальное содержание солей в нефти (мл/л); wk и wh конечное и начальное содержание воды (%); и - плотности обработанной и исходной нефти; g - количество промывочной воды в % на исходную нефть. Уравнение можно существенно уточнить, введя в него коэффициент , показывающий, какая часть эмульгированной воды контактирует с промывочной (так называемая степень контактирования). (11)
Реализация подобной технологии осуществляется, как правило, в трёх вариантах. Если остаточное содержание воды после УПСВ не превышает 1-2 % мас., то дополнительного обезвоживания просто не требуется и эмульсия сразу направляется на стадию обессоливания, на которой её подогревают, смешивают с 5-10 % об. пресной воды и некоторым количеством деэмульгатора и дают возможность отстоятся. Если остаточное содержание воды после УПСВ достигает 10 - 30 % мас., то дополнительная стадия обезвоживания становится просто необходимой. При этом, при спокойной безнасосной подаче эмульсии с УПСВ вполне достаточно подогрева и дополнительного отстоя без дополнительного применения каких-либо реагентов-деэмульгаторов. И, наоборот, при насосной подаче эмульсии кроме нагрева и дополнительного отстоя требуется повышенный расход деэмульгатора. В этом случае, к деэмульгаторам, кроме обычных, предъявляются дополнительные требования: они должны способствовать предотвращению отложения солей и механических примесей в технологическом оборудовании и коммуникациях; способствовать концентрированию механических примесей на границе раздела фаз в аппаратах, откуда они должны периодически отводиться и обрабатываться отдельно. Главным фактором, влияющим на эффективность обессоливания является процесс смешения обезвоженной нефти с промывочной водой, её количество и правильность подбора деэмульгатора. Кратковременное интенсивное перемешивание (например, на насосе) мало эффективно, т.к. приводит к образованию труднорасслаивающейся тонкодисперсной эмульсии, в которой дробление крупных капель явно преобладает над коалес-ценцией мелких глобул. Наиболее эффективно зарекомендовали себя процессы перемешивания в трубопроводе при хорошо развитой турбулентности потока (Re = 5000 - 10000) и некотором времени контакта. При этом, расход пресной воды достигает 10 % об., скорость движения потока 1-5 м/с, а время контакта промывной воды и обрабатываемой нефти около 1 мин. При этом, деэмульгатор должен действовать быстро, а это означает, что его заранее надо ввести в промывочную воду, из которой скорость адсорбции значительно выше, чем из объёма нефтяной фазы, а расход меньше. При этом, передозировка деэмульгатора недопустима, ибо это тут же приведёт к возникновению тонко диспергированных глобул воды. А раз так, то на стадии обессоливания более подходят деэмульгаторы с относительно высоким поверхностным натяжением. А это именно водорастворимые неионогенные ПАВ. В системе же сбора более целесообразны маслорастворимые неионогенные ПАВ. При этом, горячие дренажные воды как на стадии глубокого обезвоживания, так и на стадии обессоливания целесообразно частично возвращать на начало процесса, вплоть до УПСВ, утилизируя при этом тепло и повторно используя оставшийся деэмульгатор, облегчая при этом сепарацию. Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор... Конфликты в семейной жизни. Как это изменить? Редкий брак и взаимоотношения существуют без конфликтов и напряженности. Через это проходят все... Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам... Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом... Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
|