Способы разрушения водонефтяной эмульсии

            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 ⁰С. 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.

      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.

      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. 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

      Наличие значительного количества и разнообразия методов разрушения эмульсий крайне осложняет и затрудняет выявление наиболее рациональных из них. Между тем, нашей задачей является выбор и применение такого метода, который был бы наиболее рациональным. С целью облегчения этой задачи при описаниях различных методов, приведенных выше, дается оценка положительных и отрицательных особенностей каждого из них. Рациональность методов определяется следующим основными показателями качественности их: эффективность, возможность полного отделения воды, максимальная простота метода и оборудования, экономичность процесса.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества, свойства и применение. Л.: Химия, 1981.
2. Амелин И.Д., Андриасов Р.С.и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 1978.
3. Воюцкий А. Р. Курс коллоидной химии. М.: Политиздат, 1976.
4. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение эмульсий. М.: Недра, 1982.
5. Смирнов Ю.С., Мелошенко Н.Т. Химическое деэмульгирование нефти как основа ее промысловой подготовки //Нефтяное хозяйство, 1989.
6. Для подготовки данной работы были использованы материалы с сайта http://referat.ru