Все методы, используемые для разрушения нефтяных эмульсий, можно подразделить на три основные группы: - механические; термохимические (ТХО); и электротермохимические (ЭТХО).
Механические методы
К механическим методам разрушения нефтяных эмульсий относятся: гравитационное разделение или отстой; центрифугирование и фильтрация. Разберем каждый из них подробнее.
Гравитационное разделение или отстой
Метод применяется для удаления из нефти основного количества воды путем отстоя без подогрева, и, как правило, в присутствии деэмульгаторов. Скорость осаждения частиц при отстое подчиняется закону Стокса:
. (См. уравнение 5.6)
Данный метод в чистом виде используется только для сброса основной массы воды из эмульсии обработанной деэмульгатором. Входит как обязательный элемент во все установки ТХО и ЭТХО.
Центрифугирование
Эффективность механического разделения эмульсии можно существенно повысить, если воздействовать на нее центробежной силой, т.е. подвергать ее центрифугированию. В данном случае на глобулы воды действует центробежная сила, равная:
, (5.7)
где m – масса глобулы, кг;
r – радиус вращения, м;
n – частота вращения, об/мин.
Скорость осаждения в центрифуге для частиц одинаковой массы в десятки или сотни раз больше скорости гравитационного осаждения. В связи с чем, эффективность разрушения эмульсий в центрифугах очень велика, однако из-за сложности аппаратурного оформления и малой производительности центрифуг этот метод для разделения нефтяных эмульсий не нашел применения в промышленности.
Фильтрация
Данный метод основан на избирательном смачивании материала фильтра веществом дисперсной фазы. Для эмульсий обратного типа (дисперсная фаза – вода) в качестве фильтрующего материала применяют стекловату, песок, гравий, древесные и металлические стружки и др.
|
|
Фильтрация весьма эффективный метод разрушения эмульсий, однако его применению в промышленных условиях для разделения нефтяных эмульсий препятствует быстрая загрязняемость материала фильтра асфальто-смолистыми соединениями нефти.
Термохимические методы
Данные методы разрушения нефтяных эмульсий сочетают в себе воздействие на нее химических реагентов-деэмульгаторов и тепловой энергии. Использование деэмульгаторов основывается на изменении прочности адсорбционной оболочки вокруг глобул воды за счет:
а) вытеснения молекул или частиц-эмульгаторов веществом с большей поверхностной активностью, но меньшей прочностью вновь образованного адсорционного слоя;
б) химического взаимодействия с компонентами-эмульгаторами и разрушения адсорбционного слоя;
в) образования эмульсии противоположного типа (инверсии фаз).
В результате пленка из эмульгирующих веществ вокруг глобулы воды разрушается, или снижается ее прочность и защитные свойства, глобулы коалесцируют и осаждаются под действием силы тяжести.
Основные требования, предъявляемые к деэмульгаторам и их характеристика:
- не взаимодействовать с основным веществом нефти и не изменять ее свойств;
- не вызывать коррозию аппаратуры;
- обладать высокой деэмульгирующей активностью при малом расходе;
- легко извлекаться из сточной воды;
- быть не агрессивным;
- быть дешевым и не дефицитным.
|
|
Используемые при подготовке нефти реагенты-деэмульгаторы по их поведению в воде (диссоциации) подразделяются на анионные, катионные и неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ).
Анионоактивные ПАВ (сульфанол, сульфоэфиры, карбоновые кислоты) в присутствии воды диссоциируют на отрицательно заряженные ионы углеводородной части и положительно заряженные ионы металла или водорода.
Катионоактивные ПАВ в присутствии воды распадаются на положительно заряженный радикал и отрицательно заряженный остаток кислоты.
Неионогенные ПАВ ионов в воде не образуют. Они нашли наибольшее применение в практике промысловой подготовки нефти.
По растворимости в воде все реагенты-деэмульгаторы можно условно разделить на водорастворимые, водонефтерастворимые и нефтерастворимые.
К водорастворимым деэмульгаторам можно отнести оксиэтилированные жидкие органические кислоты, алкилфенолы (ОП-10, ОП-30), органические спирты (Неонол, Синтанол, Оксанол). В процессе деэмульсации эти реагенты на 75–85 % переходят в дренажную воду.
К водонефтерастворимым относятся блок-сополимеры этилен-пропиленоксидов (Дисольван 4411, Проксанол, Сепарол). В процессе деэмульсации эти реагенты переходят в воду на 30–60 %, остальная часть остается в нефти.
Нефтерастворимые деэмульгаторы это Дипроксамин-157, Оксафоры-1107 и 43, Прохинор-2258, Прогалит и др. Они образуют в нефти истинные или коллоидные растворы и плохо растворяются в воде. В дренажную воду переходят на 10–15 %. Все эти деэмульгаторы имеют большую молекулярную массу (1500–3000), высокие плотность (около 1000 кг/м3) и вязкость (300–1150 мм2/с).
|
|
Действие реагентов-деэмульгаторов существенно усиливается при повышении температуры системы, которая воздействует на нефтяную эмульсию по нескольким направлениям:
а) снижает вязкость дисперсионной среды – нефти – для эмульсии обратного типа;
б) разрушает адсорбционную оболочку за счет ее разрыхления и снижения упругих свойств, а также за счет расплавления кристаллов парафинов и церезинов, входящих в ее состав;
в) усиливает тепловые колебания глобул воды, что ведет к их столкновению и механическому разрушению адсорбционных оболочек.
Электрические методы
Эти методы нашли применение как в условиях промысла, так и на НПЗ благодаря сочетанию с термохимотстоем.
Сущность разрушения эмульсии в электрическом поле заключается в том, что попадая между электродами глобулы воды, зараженные отрицательно, начинают испытывать воздействие со стороны электрического поля – колебаться, сталкиваться. При этом происходит разрушение адсорбционных оболочек на глобулах воды, глобулы сливаются, укрупняются и оседают под действием силы тяжести.
Воздействие электрического поля на нефтяную эмульсию позволяет снизить содержание в ней воды – усиливает ее обезвоживание, но не влияет на соленость воды. Для обессоливания нефти ее промывают пресной водой. Количество добавляемой пресной воды может доходить до 10–15 мас. % на нефть.
Рассмотрим схему электрообезвоживающей установки (рис. 5.3).
Рис. 5.3. Принципиальная схема электрообезвоживающей и обессоливающей установки:
1 – электродегидратор 1 и 2 ступени; 2 – паровой подогреватель; 3 – теплообменник.
I – сырье; II – деэмульгатор; III – вода; IV – щелочь; V – соленая вода; VI – обессоленная и обезвоженная нефть.
Согласно схемы нефть (I) прокачивается через серию теплообменников 3, где регенерируется тепло отходящей нефти, далее проходит или паровой подогреватель, или теплообменники, обогреваемые горячими дистиллятами перегонки нефти, смешивается с пресной горячей водой (III), деэмульгатором (II) и щелочью (IV) – для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации кислот. Далее нефтяная эмульсия последовательно поступает в 2 электродегидратора 1, где разделяется на обезвоженную и обессоленную нефть (VI) и соленую (сточную) воду (V).
Процесс обезвоживания и обессоливания в электрическом поле протекает в специальных аппаратах – электродегидраторах различных конструкций: вертикальных, сферических, горизонтальных. В настоящее время наиболее прогрессивными являются горизонтальные электродегидраторы, которые позволяют проводить процесс подготовки нефти в более жестких условиях (повышенные температура – до 160 °С и давление – до 2,4 МПа) (табл. 5.2). Эти электродегидраторы производительны и обеспечивают высокое качество подготовки нефти.
Хотя производительность шаровых электродегидраторов превышает производительность горизонтальных, поскольку они имеют большой объем, они имеют ряд недостатков. Главный из них – невозможность их установки перед АТ и АВТ, так как эти дегидраторы рассчитаны на сравнительно низкое давление (0,6–0,7 Мпа). Строить их с учетом более высокого давления сложно и дорого. Даже при таком низком расчетном давлении толщина стенки шаровых электродегидраторов из-за большого их диаметра (10,5 м) довольно велика – 24 мм. При более высоком давлении толщина будет еще больше (табл. 5.3).
Таблица 5.2
Параметры процесса обессоливания Западносибирской нефти на ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторами
| Параметр | Значения параметров |
| Число ступеней | |
| Температура, °С | 100–140 |
| Давление в последней ступени, МПа | 1,0 |
| Удельная производительность электродегидратора, об/(об×ч) | 1,4–1,8 |
| Подача промывной воды, мас. %: на I ступень на II ступень | 4–7 3–4,5 |
| Расход деэмульгатора, г/т: ОЖК Диссольвана и др. | 15–20 8–19 |
| Содержание солей в нефти, мг/л: сырой обессоленной | 30–50 1–3 |
Таблица 5.3
Техническая характеристика шарового и горизонтального электродегидраторов
| Параметр | Тип аппарата | |
| шаровой | горизонтальный | |
| Объём, м3 | ||
| Внутренний диаметр, м | 10,5 | 3,4 |
| Толщина стенки корпуса, мм | ||
| Расчетное давление, МПа | 0,6 | 1,8 |
| Расчетная температура, °С | ||
| Масса аппарата, т | ||
| Производительность, м3/час: проектная достигнутая при средних по плотности нефтях удельная, об/(об×ч) | 2,8 | |
| Линейная скорость движения нефти, м/ч | 7,8 | |
| Удельный расход металла, кг/(м3/ч) |
Основным фактором, лимитирующим производительность электродегидраторов, является линейная скорость объема нефти.
Скорость движения нефти вверх не должна превышать скорость оседания диспергированных в ней капель, поскольку в противном случае они будут увлекаться потоком нефти и вместе с ней уходить в верхнюю часть электродегидратора. Обычно линейная скорость движения нефти в токе электродов составляет 7–8 м/ч.
Конструктивно горизонтальные электродегидраторы различаются способом ввода эмульсии в аппарат (ввод эмульсии под слой горячей воды или в межэлектродное пространство, комбинированный ввод эмульсии под слой воды и в межэлектродное пространство); устройством электродов (один прямоугольный электрод по всей длине аппарата или несколько пар круглых электродов, три пары электродов).