Цех подготовки и перекачки нефти

Изменяя число присоединяемых молекул окиси этилена или  пропилена, т. е. длину полиоксиэтиленовой или полиоксипропиленовой цепи, можно  регулировать деэмульгирующую способность  неионогенных деэмульгаторов. При удлинении  оксиэтиленовой или оксипропиленовой цепи растворимость поверхностно активного  вещества в воде повышается за счет увеличения гидрофильной (водорастворимой) части молекулы.

Неионогенные ПАВ в  настоящее время находят самое  широкое применение в процессах  обезвоживания и обессоливания  нефти в силу целого ряда преимуществ  по сравнению с ионогенными ПАВ.

Их расход исчисляется  граммами - от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Это значительно снижает стоимость транспортировки деэмульгатора и общую стоимость процессов обезвоживания и обессоливания. Неионогенные ПАВ не реагируют с солями, содержащимися в пластовой воде, и не вызывают образования осадков. При использовании неионогенных ПАВ содержание нефти в дренажной воде значительно ниже, так как эти ПАВ не способствует образованию эмульсии типа нефть в воде. Преимущества перед ионогенными: незначительный удельный расход; хорошо растворяются как в воде, так и в нефти; не реагируют с солями и кислотами, содержащимися в пластовой воде и нефти, и не дают осадков в трубах и аппаратах.

Наиболее эффективными и  универсальными отечественными деэмульгаторами  нефтяных эмульсий являются проксанолы 146, 186, 305, проксамин 385 и дипроксамин 157.

Проксанолы - это продукты последовательного присоединения  окиси пропилена, а затем окиси  этилена к гидроксильным группам  пропиленгликоля:

 

НО-(С₂Н₄О )_n-(СзН₆О)_m-(С₂Н₄О)_n-Н

 

Проксамины - продукты последовательного  оксипропилирования, затем оксиэтилирования этилендиамина:

 

H-(C₂H₄О)_n - (C₃H₆ О )_m                           (СзН₆О)-(С₂Н₄О) -Н

NCH₂CH₂N

H-(C₂H₄ О )_n-(C₃H₆ О )_m                              (С₃Н₆О)-(С₂Н₄О) -Н

 

Проксанолы 146 и 186 при обычной  температуре светло-желтые пасты, при  легком нагревании переходят в вязкие жидкости, растворимые в воде, применяются  в виде 2-3%-ных водных растворов.

Проксанол 305 - маслянистая  жидкость светло-коричневого цвета, плотностью 1,036г/см³, слаборастворимая в воде, керосине, хорошо растворимая в спирте, толуоле и др. органических растворителях.

Дипроксамин 157 - продукт  последовательного оксиэтилирования, затем оксипропилирования этилендиамина:

 

Н-(С₃Н₆О)_m-(С₂Н₄О)_n                        (С₂Н₄О)_n-(С₃Н₆О) _m -Н

NCH₂CH₂N

Н-(С₃Н₆О) _m -(С₂Н₄О)_n                        (С₂Н₄О)_n-(С₃Н_бО) _m –Н

Плотность реагента 1,0286 г/см³. Он плохо растворяется в воде, хорошо растворим в ароматических углеводородах и в нефти, имеет низкую температуру застывания (-38°С).

Обычно для применения на обезвоживающих и обессоливающих установках готовят 1 -2%-ный раствор  деэмульгатора. В зависимости от условий применения, особенно для  разрушения высокообводнённых эмульсий, можно применять растворы других концентраций или 100%-ные деэмульгаторы.

Деэмульгаторы должны удовлетворять  следующим основным требованиям: хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии; иметь достаточную поверхностную  активность, чтобы вытеснить с  границы раздела «нефть-вода»  естественные эмульгаторы, образующие защитную пленку на капельках воды; обеспечивать достаточное снижение межфазного натяжения на границе  фаз «нефть-вода» при малых  расходах реагента; не коагулировать  в пластовых водах; быть инертными  по отношению к металлам (не корродировать  их).

Одновременно с этим деэмульгаторы  должны быть дешевыми, транспортабельными, не должны изменять своих свойств, при  изменении температуры, ухудшать качество нефти после обработки и обладать определенной универсальностью, т.е. разрушать  эмульсии различных нефтей и вод.

Из импортных реагентов  для обезвоживания и обессоливания  нефтей применяются: прогалит (Германия), дисолван 4411, сепарол 25 с ингибитором  коррозии (Германия), R-11 и Х-2647 (Япония), L-1632 (США), оксайд-А (Англия) и серво- 5348 (Голандия), Кемеликс 3448 (Великобритания) и др./6,7/.

В данном проекте применяют  отечественный деэмульгатор « Рекорд-118 » и другие реагенты по просьбе  заказчика.

Деэмульгатор «Рекорд-118»

Продукт представляет собой  раствор неионогенного ПАВ (с  массовой долей (50±5)% в сольвенте  нефтяном тяжелом (Нефрас А 120/200).

Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76 - 3-й, ПДК в воздухе рабочей  зоны - 300,0 мг/м³.

Температура самовоспламенения - 400^оС (по метанолу);

Температура вспышки – 15^оС;

Пределы взрываемости: нижний – 5,5 об. %; верхний – 36,6 об. %.

Плотность реагента (при 20^оС) - 940-980 кг/м³.

Вязкость кинематическая (при 20 °С), 30-60 мм²/с

Температура застыавания  – минус 50°С.

Внешний вид – однородная жидкость от бесцветного до светло- коричневого цвета;

(Технические условия  на деэмульгатор "Рекорд -118" , предназначенный  для промысловой подготовке нефти)/1/.

 

1.6 Основные методы  разрушения нефтяных эмульсий

Деэмульгирование нефтяных эмульсий лежит в основе обоих  процессов подготовки нефти к  переработке - её обезвоживания и  обессоливания. При обезвоживании  деэмульгированию подвергают исходную эмульсионную нефть, при обессоливании -искусственную эмульсию, создаваемую  при перемешивании нефти с  промывной водой.

Механизм разрушения нефтяных эмульсий можно разбить на три  элементарных стадии: столкновение глобул воды; слияние их в более крупные  капли; выпадение капель или выделение  в виде сплошной водной фазы. Чтобы  обеспечить максимальную возможность  столкновения глобул воды, увеличивают  скорость их движения в нефти различными способами: перемешиванием в смесителях, мешалках, при помощи подогрева, электрического поля, центробежных сил и др. Однако для слияния капель воды одного столкновения недостаточно, нужно при помощи деэмульгаторов или другим способом ослабить структурно-механическую прочность слоев, создать наилучшие условия для быстрого и полного отстоя крупных капель воды от нефти.

Согласно закону Стокса, скорость движения выпадающих частиц прямо пропорциональна квадрату их радиуса, разности плотностей диспергированных частиц и среды, ускорению силы тяжести  и обратно пропорциональна вязкости среды, окружающей частицы. Следовательно, ускорить выпадение капелек воды можно, увеличив их размер, разность воды и нефти и уменьшив вязкость нефти.

Разность плотностей можно  увеличить, повысив температуру, так  как коэффициент расширения воды при температуре примерно до 100°С меньше коэффициента расширения нефти. Вязкость нефти с повышением температуры  уменьшается.

Способы деэмульгирования нефтяных эмульсий условно можно разделить  на следующие группы:

• механические -фильтрация, центрифугирование, обработка ультразвуком и др.

• термические - подогрев и  отстаивание при атмосферном  давлении и под избыточном давлением; промывка нефти горячей водой

• электрические - обработка  в электрическом поле переменного  или постоянного тока

• химические - обработка  эмульсий различными реагентами - деэмульгаторами.

В промышленности наибольшее применение нашли комбинированные  способы разрушения нефтяных эмульсий. Основным современным способом деэмульгирования и обезвоживания нефти на промыслах  является термохимический отстой под  давлением до 15 ат с применением  эффективных реагентов - деэмульгаторов. Для обессоливания нефти, главным образом на нефтеперабатывающих заводах, применяют способ, сочетающий термохимический отстой под избыточным давлением с обработкой эмульсии в электрическом поле высокой напряженности. Широко применяется на промыслах электрический способ обезвоживания и обессоливания. Электрический способ обессоливания включает две операции:

1) введение в частично  обезвоженную нефть горячей воды  для растворения солей и превращения  нефти в эмульсию (расход воды  на промывку эмульсии 10-15% от объёма  нефти);

2) разрушение образовавшейся  эмульсии в электрическом поле. При этом вода, выделяющаяся из  эмульсии, уносит с собой соли. Обычно при использовании этого  способа остаточное содержание  воды в нефти 0-2,5%; количество  удаляемых из неё солей - 95% и более.

Выделение воды из эмульсии подчиняется закону Стокса. Однако основную роль в разрушении эмульсии играет не скорость выпадающих капель диспергированной фазы, а разрушение защитных плёнок глобул и соединение их в крупные капли, которые выпадают с линейной скоростью, определяемой законом Стокса. На этом основании  электрический метод - разрушение эмульсии в электрическом силовом поле между электродами. Гидрофобные  эмульсии, состоящие из глобул воды в нефтяной среде, разлагаются электрическим  током достаточно эффективно. Это  обусловлено значительно более  высокой электрической проводимостью  воды (да ещё содержащей соли) по сравнению  с проводимостью нефти (проводимость чистой воды 4*10^-8, проводимость нефти 3*10^-13).

В электрическом поле постоянного  напряжения все глобулы эмульсии стремятся расположиться воль силовых  линий поля, так как вода имеет  большую диэлектрическую постоянную, чем нефть (для нефти она равна  примерно 2, для воды - около 80). Элементарные глобулы образуют между электродами водяные нити-цепочки, что вызывает увеличение проводимости эмульсии и увеличение протекающего через неё тока. Между цепочками глобул возникают свои электрические поля, ведущие к пробою и разрыву оболочек и к слиянию глобул в капли, которые начинают быстрее оседать. При помещении эмульсии в электрическое поле, созданное переменным током, скорость слияния глобул и расслоения эмульсии в 5 раз больше. Это объясняется большей вероятностью столкновения глобул при наличии переменного тока. При этом разрыв оболочек адсорбированного на глобулах эмульгатора облегчается возникающим в них натяжением и перенапряжением.

Для обезвоживания малоустойчивых нефтяных эмульсий на нефтепромыслах применяют обычный способ отстаивания  воды в резервуарах после смешения с деэмульгатором без подогрева  или при подогреве до 30-50°С. Большой  эффект даёт также в сочетании  с отстаиванием промывка нефтяной эмульсии пластовой водой с деэмульгатором.

В зависимости от устойчивости эмульсии опытным путём устанавливается  технологический режим (температура, время отстаивания, расход деэмульгатора  и др.) обработки полученных на промыслах  нефтяных эмульсий. Более быстрое  разделение фаз нефтяной эмульсии достигается  центрифугированием, при котором  силы гравитационного поля заменены в десятки тысяч раз большими центробежными силами. Основным недостатком  центрифугирования является относительно низкая производительность сложного аппарата, требующего высококвалифицированного обслуживания/3/.

 

1.7 Описание принципиальных технологических схем подготовки скважинной нефти

Система сбора и подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении  должна обеспечивать:

1) автоматическое измерение  нефти, газа и воды по каждой  скважине;

2) герметизированный сбор  нефти, газа и воды на всем  пути движения от скважин до  магистрального нефтепровода;

3) доведения нефти, газа  и пластовой воды на технологических  установках до норм товарной  продукции (табл. 1.1), автоматический  учет этой продукции и передача  её транспортным организациям;

4. возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений;
5. надежность эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации;
6. изготовление основных узлов системы сбора нефти и газа и оборудования технологических установок индустриальным способом в блочном и модульном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса.

 

Таблица 1.1

Нормативные данные по качеству нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002

Показатель	Группа нефти
	1	2	3
Максимальное содержание воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
Максимальное содержание хлористых  солей, мг/л не более	100	300	900
Максимальное содержание механических примесей, %, не более	0,05	0,05	0,05
Максимальное давление насыщенных паров (ДНП) при температуре 37,8оС, кПа, не более	66,7	66,7	66,7
Массовая доля органических хлоридов, млн-1 (ppm)	10
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более	20	100	100
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов  в сумме, млн-1 (ppm), не более	40	100	100

При этом сбрасываемые пластовые  воды должны иметь качества, определенные стандартами значения, представленными  в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Требования к качеству воды для закачки в пласт ОСТ 39-225-88

Проницаемость пласта, 10-6 м2	Удельная трещиноватость пласта	Допустимое содержание в воде, мг/л
		механических примесей	нефти
£ 0,1	-	< 3	< 5
> 0,1	-	< 5	< 10
£ 0,35	От 6,5 до 2 вкл.	< 15	< 40
> 0,35	Менее 2	< 30	< 50
£ 0,6	От 35 до 3,6 вкл.	< 40	< 40
> 0,6	Менее 3,6	< 50	< 50