Особенности действия деэмульгаторов. Совместное действие деэмульгаторов. Эффективность действия деэмульгаторов при низких температурах и нагреве.
Для разрушения нефтяных эмульсий применяют деэмульгаторы. Д-ры - ПАВ, способные вытеснить с пов-ти глобул воды, диспергированных в нефти, бронирующую оболочку, состоящую из полярных компонентов, а также ч-ц парафина и мех примесей. Эффек-ть д.- его деэмульсационная способность (Д), представляющая отношение весового (или объемного) кол-ва товарной нефти (С) к весовой (или объемной) части деэмульгатора (q). Т.е. Д=С/q.
Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный слой, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные капли и оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность защитных оболочек у капелек и тем интенсивнее разрушается эмульсия.
Для успешного разрушения и прекращения старения нефтяных эмульсий деэмульгаторы следует подавать на забой скважин и осуществлять внутрискважинную деэмульсацию. При подаче деэмульгаторов на забой скважин обычно происходит инверсия эмульсии, то есть эмульсия В/Н превращается в эмульсию Н/В, в которой внешней фазой является вода с малой вязкостью, что существенно снижает потери давления от трения и препятствующая отложению кристаллов парафина.
Особенности применения деэмульгаторов (д-ов) на объектах:
Если на объекте возможно лишь слабое смешение, необ-мо приенение быстродейст. д-ов.
Если исп-ся предвар. сброс В – важное значение имеет размер капель эмульсии (неприменимы д-ры, резко снижающие скорость на границе В-Н).
|
|
|
Если нагрев по какой-либо причине не прим-ся, д-ры д.б. работоспособны при тем-ре окруж среды.
Особенности применения д-ов в оборудовании:
Отстойники – резервуары имеют большой V и запас технолог.времени (ск-ть действия менее важна). Вертик. деэ-ры имеют выс-ую производ-ть (применение быстродейс. деэмуль здесь необ-мо). Химэлнектрогидраторы – гориз-ые аппараты (треб-ся деэм-ры, разрушающие эмульсию быстро и полно).
Совместное действие различных де-ов
Разрушение эмульсий повышенной стойкости (промежуточные слои и ловушечные нефти).
Промежуточные слои и способы их разрушения.
Промежуточный слой-это слой эмульсии на границе раздела нефти и воды, образующийся в процессе разделения эмульсии при отстаивании. Межфазный промежуточный слой в отстойном аппарате, как правило, хар-ся значительно более высокой конц-цией воды по сравнению с поступающей с сырьем эмульсией и нах-ся в усл-х динам-го равновесия процессов, способ-щих его образ-ю и разрушению. Наличие промежуточных слоев в техноло-х аппаратах яв-ся рез-том неполного разделения эмульсии.
|
|
|
Наиболее важные техноло-е ф-ции, кот.вып-т промеж. слой сводятся к:
-процессам коалесценции, происх-щей между каплями воды, находящ-ся в его объеме, между собой, и с располо-ся ниже слоем воды;
-роли фильтр-го элемента для мелкодиспер-ой состав-щей эмульсии. Замедляя скорость выноса мелких капель, эмульсионной слой увелич-т вероятность их коалесценции с более крупными каплями.
Основные причины, приводящие к увелич-ю объемов устойчивых эмульсий:
1) эффективность обработки деэмульгатором: кол-во вводимого реагента может быть не достаточное или передозировка
2) наличие доп-х стабилизаторов в обрабатываемой продукции скв.: СКО, ПАА, ремонтные работы на скв-х (жид-ти глушения)-допол-е стаб-ры, стаб-ры неорганич. природы.
Появление мех.примесей в продукции скв-н происх-т в след-ии:
1) выноса продуктов породы пл.: глина, песок.
2) смешения в процессе добычи, сбора и подготовки нефти продукции скв. различных горизонтов. При этом возможно обр-е осадка нераствор-х в оде солей: сульфида железа, карбонатов кальция и магния, сульфата кальция и сульфата магния.
3)коррозии нефтепромыслового оборуд-я (ржавчина)
4) попадания в сист сбору и подготовки нефти эмульсий с большим кол-вом минер-х ч-ц с мест разлива нефти, порывов труб-дов, бурения и КРС,
|
|
|
«Ловушечные» эмульсии-это вторичные эмульсии, эмульсии с высоким сод-ем воды и мех.примесей, хар-щиеся повышенной агрегативной устойч-ю и формирующиеся в процессе разделения пром-х эмульсий в технол-х аппаратах.
Р.И. Мансуровым предложено ловушеные эмульсии с сод-ем мех.примесей более 2 % относить к нефтешламам.
Для уменьшения образ-я сульфида жлеза и уменьшения устойчивости эмульсии перед смешением необ-мо осущест-ть:
1) разгазирование сероводородсодержащей продукции скв. (карбон)
2) сброс из продукции скв. попутной пл.воды, содержащей ионы железа )девон)
3) обработка продукции скв. деэмульгатором (карбон, девон).
Способы разрушения устойчивых эмульсий:
Примеры первой группы способов:
1) разд-ая добыча и сбор продукции нефт-х скв., пл.воды кот-х при смешении обр-т нерастворимые осадки;
34. Методы очистки нефти от сероводорода.
Сернистые соединения нефти
-нефти различных месторождений в среднем могут содержать 0,02-7 % серы или 0,2-70 % сернистых соединений, в высокосернистых до 80 %.
-в нефти насчитыв-ся больше 200 сернистых соединений: меркаптаны R-SH, сульфиды R-S-R, дисульфиды R-S-S-R.
-содержание серы в нефтях значительно больше, чем в органич-х соед-х-предшественниках нефти. В нефти основанная масса сернистых соединений нефти имеет вторичное происхождение.
|
|
|
-при термическом разрушении сернистых соед-й в нефти может появ-ся сероводород.
-отдувка сероводорода из нефти УВ-ым газом в десорбционной колонне(сепар-ре)
Методы удаления сероводорода
К физ-им методам удаления H2S из нефти от-ся:
-сепарация (включая вакуумную)
-отдувка H2S из нефти УВ-м газом
-ректификация
К хим-м методам очистки нефти от H2S от-ся:
-нейтрализация
-связывание и окисление H2S в нефти
-хим. реагенты
-кислорода воздуха
Выбор эфф-ой тех-гии очистки нефти от H2S зав. от:
-исходной массовой доли H2S в нефти
-условий эксп-ции нефтепром-го объекта
-требований к кач-ву подгот-мой нефти
1. Отдувка
Отдувку H2S из нефти в десорбционной колонне наиб. целесооб-но осущ-ть при исходной масс.доле H2S в нефти более 200-250 ррm, наличии систем газосбора и возм-ти утилизации H2Sсодер-го газа отдувки по существ-му газопроводу с довед-ем кач-ва товарной нефти по масс.доле H2S в ней до 2 и 3 вида.
2. Нейтрализация
-удаление H2S из нефти путем его нейтрализации хим-ми реагентами целес-но осущ-ть при исходной масс.доле H2S в нефти не более 200-250 ррm.
-хим-е реагенты на основе аминоформальдегидных смесей типа:
-НСМ
-СНПХ
3. Отдувка и нейтрал-ция (компл-я тех-я)
-удаление H2S из нефти комплексной тех-й, включ-щей отдувку H2S из нефти УВ газом в десорбционной колонне с послед-щим доведением масс.доли H2S до требований ГОСТ.
4. В зав-ти от исходной массы тех-гия разработана ОАО ВНИИУС методом прямого окисления кислородом воздуха в присут-ии щелочного катализатора (КТК). Очистка от H2S произ-ся водным щелочным р-ром и однов-ом окислении обр-ся продуктов кислородом воздуха в реакторе при темп-ре 20-60 ºС и Р=5-15 ат.
Разработанная комплексная технология, включающая десорбцию .
Комплексная технология очистки нефти от сероводорода
1 - десорбционная колонна; 2 - холодильник; 3 - конденсатосборник, 4 - сепаратор; 5 - дозировочные насосы; 6 - ёмкость хранения реагента; 7 - товарный насос; 8 - насос откачки конденсата.
35.Обезвоживание нефти и применяемые аппараты для интенсификации процесса (отстойники и каплеобразователи).
Обезвоживание нефти на месторождениях в настоящее время в зависимости от ряда факторов осуществляется:
– в оборудовании промысловых систем сбора, включая трубопроводы концевые, сепарационные установки и резервуары товарных парков;
– на автономных обезвоживающих термохимических установках;
– в блочных деэмульсаторах и электродегидраторах, работающий в блоке с промысловыми системами сбора или каплеобразователями;
– на автономных обезвоживающих установках, деэмульсаторах и электродегидраторах, работающих в блоке с промысловыми системами сбора или каплеобразователями;
– при перекачке нефти в интервалах: а) между промысловыми товарными парками; б) между промысловыми товарными парками и головными сооружениями магистральных нефтепроводов; в) между головными сооружениями и товарно-сырьевыми базами нефтеперерабатывающих заводов
Принципиальная схемы гидродинамических каплеобразователей и трубных отстойников.
Объемные каплеобразователи (а, б, в, г, 9, е, ж): 1 — ввод эмульсии;
2 — корпус каплеобразователя; з — сопла; 4 — корпус отстойника; 5 — торцевой распределительный ввод и вывод жидкости; 6 — сброс воды; 7 — ввод дренажной воды; 8 — распределительная перегородка; 9 — отстойник; 10 — перемешивающее устройство; 11 — листовые коалесцчрующие элементы; 12 — трубчатые коалесцирующие элементы. Трубчатые каплеобразователи 1- трубчатый каплеобразователь с отстойником, 2- отстойник, 3-вход эмульсии. Блок трубчатого отстойника (л); I - вход эмульсии; 2 - вертикальный распределитель; 3 -горизонтальный распределитель; 4 - секции каплеобразоватеяя; 5 - горизонтальный сборный коллектор; 6 - вертикальный сборный коллектор; 7 - выход эмульсии.
Дата добавления: 2019-07-17; просмотров: 1181; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!