Определение уровня развития техники и технологии и анализ применимости прогрессивных решений в дипломном проекте

1 Патентная часть.



Для проведения патентных изучений определяется объект розыска по теме дипломного проекта, доступный изучению. 

Предмет розыска: “ Установка подготовки нефти”.

Поиск проводится по отечественному патентному фонду из козни веб интернет-сайта ФИПС www. Fips. Ru.

Глубина розыска 15 лет, источником информации об изобретениях является официальный бюллетень изобретений РФ.

Целью патентных изучений является определение уровня развития техники и технологии и анализ применимости прогрессивных решений в дипломном проекте.



Таблица 1.1 – Перечень охранных документов

Индекс МПК(51)

Номер охранного документа

(11) или(21)

Номер бюллетени,

год (43) или (46) или (45)

Страна выдачи патента

(19)

Название изобретения. Знак «+» означает отбор изобретения для анализа(54)

1

2

3

4

5

B01D 19/00

B01D 53/52

2 586 157

10.06.2016

РФ

Способ подготовки сероводородсодержащей нефти

B01D 17/00

2 356 595

27.05.2009

РФ

Установка подготовки тяжелых нефтей и природных битумов.

E21B 43/16

2 475 632

10.12.2011

РФ

Система и способ добычи нефти и газа

F17D 3/05

68 093

10.11.2007

РФ

+Установка подготовки нефти

B01D 17/04

53 178

10.05.2006

РФ

+Установка подготовки нефти

B01D 17/00

127 323

27.11.2012

РФ

Модульный комплекс установки подготовки нефти












Окончание таблицы  1.1 – Перечень охранных документов



1

2

3

4

5

C10G 33/04

2 492 214

20.04.2013

РФ

Способ обезвоживания битуминозных нефтей

B01D 19/00

65 782

27.08.2007

РФ

Установка подготовки тяжелых нефтей

B01D 17/04

C10G 33/04

2 162 725

10.02.2001

РФ

Способ подготовки нефти к переработке и установка для осуществления

F17D 3/05

77 936

10.11.2008

РФ

+Установка подготовки нефти

B01D 17/04

83 427

10.06.2009

РФ

+Установка подготовки товарной нефти

B01D 17/00

B01 19/00

44 062

21.10.2004

РФ

+Установка подготовки нефти

B01D 17/04

42 961

10.08.2004

РФ

Установка подготовки нефти



Установка подготовки нефти индекс f17d 3/ 05

Автор( ы): Ахсанов Ренат Рахимович, Бийбулатов Арсен Муратович, Колесников Александр Григорьевич, Караченцев Владимир Николаевич, Латипов Адикар Галиаскарович.

Патентообладатель( и): Ахсанов Ренат Рахимович, Бийбулатов Арсен Муратович, Колесников Александр Григорьевич, Караченцев Владимир Николаевич, Латипов Адикар Галиаскарович.
Реферат:

Полезная модель " Установка подготовки нефти " может быть применена на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах. Цель полезной модели поднятие эффективности работы установки методом повышения свойства разделяемых фаз и предотвращения образования стойкой водонефтяной эмульсии в насосе откачки. Техническая задачка достигается тем, что буферная емкость-каплеуловитель обеспечена регулятором уровня раздела фаз " нефть-вода ", насосом откачки товарной нефти, объединенным с регулятором уровня, трубопроводом для сброса воды, несчитая такого аппарат обеспечена узлом подачи реагента-деэмульгатора для подачи крайнего перед насосом откачки нефти из резервуаров.


Установка подготовки нефти индекс b01d 17/ 04

Автор( ы): Швигунов высокий Иванович, Гончаров Борис Эразмович.

Патентообладатель( и): ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО " НЕФТЕМАШ "

Реферат:

Установка подготовки нефти, содержащая горизонтальную технологическую вместимость, разделенную поперечной переливной перегородкой на секции подготовительной и глубочайшей очистки нефти, средства нагрева, ввода нефтегазоводяной эмульсии и вывода разделенных фаз, измерения, контроля и регулирования, отличающаяся тем, что лекарство нагрева представляет собой обогреватель с промежуточным теплоносителем, который установлен за пределами технологической емкости и объединен с емкостью средством трубопровода подачи нефтегазоводяной эмульсии и трубопровода отвода доли попутного газа из емкости на горелку подогревателя.

Установка подготовки нефти индекс

Автор( ы):

Тазиев Миргазиян Закиевич, Закиров Айрат Фикусович, Ожередов благородный Витальевич, Шарипов Ильшат Анасович, Ахметзянов Рашит Исмагилович, Латыпов Ильгизар Мунирович, Галлямов Фарид Флерович,

Патентообладатель( и):

Открытое акционерное сообщество " Татнефть " им. В. Д. Шашина( ru)

Реферат:

Настоящая нужная модель относится к нефтегазодобывающей индустрии, в частности к подготовке продукции скважин и касается методик и устройств для подготовки добываемой воды, поступающей на установки подготовки и предназначена для применения в системах обессоливания мокрый нефти( нефтяной эмульсии). Целью полезной модели является приобретение новейшего технического итога, а конкретно, поднятие свойства подготовки мокрый нефти( нефтяной эмульсии) и производительности системы. Поставленная мишень достигается на аппарате подготовки нефти методом внедрения устройства для одновременного ввода подогретой пресной воды и реагента( деэмульгатора) на прием сырьевого насоса для обессоливания нефти, состоящей из подводящих и отводящих трубопроводов, теплообменника, сырьевого насоса, насоса подачи пресной воды, буферной емкости, дозировочного насоса, печи для обогрева мокрый нефти( нефтяной эмульсии), отстойников для обезвоживания нефтяной эмульсии. Применение приспособление для одновременного ввода подогретой пресной воды и реагента( деэмульгатора) на прием насоса на аппарате подготовки нефти для ее обессоливания позволит:
- сэкономить расход пресной воды;

- повысить свойство подготовки продукции скважин;

- увеличить продуктивность установки;

- понизить энергоемкость технологического процесса обессоливания нефти;

- снабдить наиболее стабильную, гибкую и надежную технологию подготовкинефти при одновременном улучшении ее свойства.

УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ ТОВАРНОЙ НЕФТИ

Автор( ы): Астановский Дмитрий Львович, Астановский Лев Залманович.

Патентообладатель( и): Астановский Дмитрий Львович

Реферат:

1. Установка подготовки товарной нефти, предусматривающая деление нефтяного сырья на товарную нефть, воду и газ, содержащая установка глубочайшей очистки нефти с патрубками телега и отвода нефти, воды и газа, узел первичного деления компонентов нефтяного сырья, состоящий из нагревателя промежуточного теплоносителя, сепаратора-отстойника вольной воды, подогревателя смеси водонефтяной эмульсии и попутного газа промежуточным теплоносителем, а втомжедухе средства измерения, контроля и регулирования и соединительные трубопроводы, отличающаяся тем, что аппарат особо охватывает первый и 2-ой теплообменники и сатуратор с массообменным гаджетом и патрубками для телега и отвода нефти и газа, приэтом входные патрубки охлаждающих полостей обоих теплообменников объединены с нижней зоной сепаратора-отстойника вольной воды, выходные патрубки данных полостей объединены с нижней зоной аппарата глубочайшей очистки нефти, входной патрубок охлаждаемой полости главного теплообменника объединен с патрубком выхода очищенной нефти из аппарата глубочайшей очистки нефти, выходящий патрубок данной полости подсоединен к входному патрубку сатуратора, входной патрубок охлаждаемой полости другого теплообменника объединен с патрубком выхода газа из аппарата глубочайшей очисткинефти, выходящий патрубок данной полости объединен со вторым входным патрубком сатуратора, а к выходным патрубкам сатуратора подсоединены линия отвода насыщенной газом товарной нефти и линия вывода газа, не растворившегося внефти, подсоединенная к полосы отвода газа покупателю в качестве товарного продукта и к полосы телега газа к горелке нагревателя промежуточного теплоносителя.

2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что для остывания нефти и газа употребляются теплообменники радиально-спирального типа.

УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Автор( ы): Алексеев Д. В., Короткова Е. Ю., Николаев Н. А., Ермаков Р. А.

Патентообладатель( и): Алексеев Дмитрий Валерьевич, Короткова чистота Юрьевна, Николаев Николай Алексеевич, Ермаков Рустем Азатович.

Реферат:

1. Установка подготовки нефти, содержащая объединенные поочередно трубопроводами сепаратор, отстойник и буферную вместимость и соединенную дренажным трубопроводом с сепаратором, отстойником и буферной емкостью подземную вместимость, снабженную откачивающим гаджетом, выполненным в облике вертикальной трубы, высокий конец которой расположен за пределами подземной емкости и объединен с камерой смешения гидроэлеватора, вывод которого объединен трубопроводом с входом сепаратора, а ввод сопла гидроэлеватора объединен трубопроводом с выходом насоса, отличающаяся тем, что в подземной емкости поставлены две вертикальные перегородки, делящие подземную вместимость на нефтяной, водонефтяной и водяной отсеки, при этом вертикальная трубка откачивающего устройства и выходящий конец дренажного трубопровода вмонтированы в нефтяной отсек, в водонефтяном отсеке поставлены в вертикальном расположении переточная трубка, высокий конец которой выполнен с перфорациями, выведен за пределы подземной емкости и объединен трубопроводом со штуцером выпуска пластовой воды отстойника, и в наклонном расположении пеносъемная трубка с расширителем в верхней доли, нательный конец которой вставлен в нефтяной отсек, а водяной отсек обеспечен штуцером выпуска пластовой воды и наклонно установленным патрубком, нательный конец которого вставлен в водонефтяной отсек.

2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что высокий торец наклонно установленного в водяном отсеке патрубка размещен ниже верхнего торца расширения пеносъемной трубы.






	ВВЕДЕНИЕ

	

Нефтяная и газовая индустрии представляют собой высокотехнологичные ветви, базирующиеся на современных достижениях науки и техники. Интенсивный рост вселенской добычи и употребления топливно-энергетических ресурсов во 2-ой половине прошедшего века и в начале сегодняшнего, проистекает в главном за счет нефти и газа как более действенных и дешевых энергоносителей. Можно с уверенностью утверждать, что в настоящее время развитие различных отраслей экономики связано с увеличением количества добываемой и перерабатываемой нефти.

Извлеченная из нефтепромысловых скважин нефть охватывает нефтяной песок, попутный газ, мехпримиси, кристаллы солей, а втомжедухе воду, в которой растворены соли, вбольшейстепени хлориды натрия, кальция и магния, реже - карбонаты и сульфаты. Такую не подготовленную нефть, содержащую к тому же легколетучие органические( от метана до бутана) и неорганические( h2s, СО2) газовые элементы, нереально транспортировать и исправлятьна НПЗ без ее кропотливой промысловой подготовки, поэтому очевидно, что дегазация и обезвоживание, осуществляемые в цехе подготовки и перекачки нефти номер 7 имеют такое же важное значение в топливно-энергетическом комплексе как процессы добычи и переработки и также нуждаются в постоянном исследовании и совершенствовании технологий.




АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

2.1 Назначение установок подготовки нефти



На начальном шаге разработки нефтяных месторождений, как правило, добыча нефти проистекает из фонтанирующих скважин фактически без примеси воды. Однако на каждом месторождении начинается таковой период, когда из пласта совместно с нефтью поступает влага поначалу в небольших, а потом все в огромных количествах. Примерно 90% добываемой нефти добывается в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин разных месторождений, имеютвсешансы существенно различаться по хим составу. При добычи нефтяной эмульсии с пластовой водой появляется смесь, которую следует разглядывать как механическую смесь 2-ух нерастворимых жидкостей, одна из которых делится в объеме иной в облике капель разных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими размерами транспортируемой воды и увеличением ее вязкости. Присутствие брутальных аква растворов минеральных солей приводит к скорому износу как нефтеперекачивающего, так и нефтеперерабатывающего оснащения. Во уклонение этого нужна подготовка нефти. 

Наличие в нефти механических примесей, состоящих из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины, известняка и остальных пород, адсорбируясь на поверхности глобул воды, содействуют стабилизации нефтяных эмульсий, что в свою очередность затрудняет ее транспортировку по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах, что приводит к ухудшению критерий теплопередачи, увеличивает зольность остатков от перегонки нефти, способствует образованию стойких нефтяных эмульсий.Содержащейся в добываемой нефти пластовая вода существенно удорожает ее транспортировку по трубопроводам и переработку. С увеличением содержанием воды в нефти возрастают энергозатраты на ее испарение и конденсацию. Возрастание транспортных расходов обуславливается не только перекачкой балластной воды, но и увеличением вязкости нефти, образующей с пластовой водой эмульсию.

Наличие хлористых солей в поступающей на переработку нефти наносит значимый вред: приводит вследствие хлористоводородной коррозии к крупному износу оснащения и долгим простоям технологических установок, уменьшает срок службы дорогостоящих катализаторов, применяемых во вторичных действиях, усугубляет свойство топочных и флотских мазутов, электродного кокса. Поэтому, глубокое обессоливание поступающей на переработку нефти является одним из важных способов химико-технологической охраны нефтеперерабатывающего оснащения от коррозии 

Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли могут подвергаться гидролизу. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Гидролиз хлористого магния: 

MgCl2 + H2O = MgOHCl + HCl				[1, с. 175]	(1.1)

может происходить под действием воды, содержащейся в нефти, а также за счет кристаллизационной воды хлористого магния.

При перегонке нефти в итоге разложения сернистых соединений появляется сероводород, который является предпосылкой более мощной коррозии.
Сероводород в пребывании воды или при завышенных температурах реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое ферро: 

Fe + H2S = FeS + H2	1, с. 175]				(1.2)

Покрывающая поверхность металла защитная пленка из сульфида железа частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как сернистое железо вступает в реакцию:

FeS + HCl = FeCl2 + H2S					[1, с. 175]	(1.3)

Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобождающийся сероводород вновь реагирует с железом.

В соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 нефти, поставляемые с промыслов на НПЗ, по содержанию хлористых солей и воды делятся на следующие три группы представленные в таблице 2.1 [1, с. 182]

Таблица 2.1 – Группы нефти

Показатели

Группа нефти



I

II

III

1 Содержание воды, %масс.

0,5

1,0

1,0

2 Содержание хлористых солей, мг/л

до 100

100-130

300-900

3 Содержание механических примесей, % масс, не более

0,05

0,05

0,05

4 Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более

20

50

100



От основного количества воды и механических примесей нефти освобождаются путем отстаивания в резервуарах. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

Содержащиеся в нефти воды и водные растворы минеральных солей увеличивают расходы на её транспорт, кроме того, вода способствует образованию стойких нефтяных эмульсий и создаёт затруднения при переработке нефти на НПЗ вследствие усиленного развития коррозии оборудования. Вот почему нефти, добываемые из скважин вместе с пластовой водой, обезвоживают и обессоливают непосредственно на нефтяных месторождениях и на НПЗ.

Содержание воды, солей и механических примесей в нефти важно знать также для определения количества чистой нефти при передаче её товаротранспортным организациям.

Нефть отделяется от воды и солей дважды: первый раз на площади нефтяного месторождения, где на установках подготовки нефти из неё извлекают основную массу воды и доводят содержание её от 0,2 до 0,8 %, и второй раз - на нефтеперерабатывающих заводах, где из нефти удаляют воду, а содержание солей доводят до 2 – 5 мг/л [1, с. 192].



1.2 Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных

эмульсий и предъявляемые к ним требования

Деэмульгаторы нефтяных эмульсий относятся к обширному классу поверхностно-активных веществ, способных скапливаться (адсорбироваться) на поверхности раздела двух соприкасающихся фаз с различными физико-химическими свойствами (нефть и вода).

Наибольшее распространение в качестве деэмульгаторов получили неионогенные ПАВ, получаемые на основе окисей алкиленов, продуктов их модификации или композиции на основе неионных продуктов.

Обычно деэмульгаторы представляют собой 50-70%-ные растворы ПАВ или композиции на их основе. В большинстве случаев в качестве активной части деэмульгаторов используют неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ), в основном блоксополимеры. Как растворители используются водный метанол, низшие спирты, ароматические углеводороды или их смеси.

Поверхностная активность деэмульгаторов - основное свойство ПАВ, связанное с их способностью адсорбироваться на поверхности раздела фаз - может характеризоваться изменением межфазного натяжения.

Важным коллоидно-химическим свойством деэмульгаторов, влияющим на эффективность обработки нефтяных эмульсий, является смачивающая способность реагентов. Это свойство особенно характерно при обработке эмульсий нефтей, имеющих парафиновый тип стабилизатора или содержащих в защитных слоях на поверхности капель эмульгированной воды механические примеси.

При выборе деэмульгатора, необходимо учитывать тип нефти (смолистая, парафинистая), содержание в ней воды, интенсивность перемешивания, температуру, стоимость и др. Реагент, подобранный для данной эмульсии, эффективен только для нее и без предварительного исследования не может быть рекомендован для других эмульсий. Для наиболее удачного разрушения и прекращения " старения " нефтяных эмульсий деэмульгаторы следует давать на убой скважин и исполнять " внутрискважинную " деэмульсацию.

Лучшими деэмульгаторами числятся такие, какие отлично разрушают эмульсию, расходуются в небольших порциях, не дефицитны, не корродируют аппаратуру, не изменяют параметров нефти, безвредны или просто извлекаются из сточных вод. Для ускорения хим деэмульгирования нефть до нагревают.

Основное смысл деэмульгаторов – выгнать с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы – натуральные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти( асфальтены, нафтены, смолы, парафины) и в пластовой воде.Вытеснив с поверхностного слоя капель воды естественные эмульгирующие вещества, деэмульгатор сформирует гидрофильный адсорбционный слой, в итоге что капельки воды при столкновении коалесцируют( соединяются) в наиболее большие капли и оседают. Чем эффективнее деэмульгатор, тем более он понижает прочность " бронированного " слоя и тем лучше разрушается смесь.

Теоретически деэмульгатор может быть действенным лишь для какой–то одной эмульсии, имеющей полностью определённое соответствие жидких фаз, определённую ступень их дисперсности, а втомжедухе знаменитое численность и состав эмульгатора, образующего защитную кожицу на каплях воды. Под эффективностью деэмульгаторов понимают их деэмульсационную дееспособность, которая характеризуется их расходом, качеством приготовленной нефти( вхождением в ней остаточных хлористых солей, воды и механических примесей), а втомжедухе малой температурой и длительностью отстоя нефти.

Эффективность деэмульгаторов испытывается на схожих образцах эмульсий, какие готовят из безводной нефти и пластовой воды 1-го и такого же месторождения и подвергают седиментации( отстою) в течении 1-го и такого же времени [2, с. 38].













1.2.1 Классификация деэмульгаторов и предъявляемые к ним требования

Деэмульгаторы, используемые для разрушения эмульсий, разделяются на две группы: на ионогенные( образующие ионы в аква растворах) и неионогенные( не образующие ионов в аква растворах).

К первой группе относятся, малоэффективны деэмульгаторы: НЧК (нейтрализованный чёрный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), который в настоящее время для эмульсации нефти не используется.

Деэмульгаторы обязаны удовлетворять последующим главным потребностям:

1) отлично открываться в одной из фаз эмульсии( в нефти или воде);

2) обладать достаточную поверхностную энергичность, чтоб выгнать с рубежа раздела " нефть – влага " натуральные эмульгаторы, образующие " броню " на капельках воды;

3) снабдить наибольшее понижение межфазного натяжения на границе фаз " нефть – влага " при небольших расходах реагента;

4) не коагулировать в пластовых водах;

5) быть инертным по отношению к металлам( не коррозировать их).

Одновременно деэмульгаторы обязаны быть дешёвыми, транспортабельными, не видоизменять собственных параметров при изменении температуры, не усугублять свойства нефти после отделки и владеть определенной универсальностью, т. е. рушить эмульсии разных нефтей и вод [2, с. 58].



Основные методы разрушения нефтяных эмульсий

Для обезвоживания и обессоливания нефти понятно сравнимо немало способов. Все они предусмотрены для разрушения защитной оболочки " брони " на капельках воды и понижения вязкости нефти, в итоге что формируются подходящие условия для деления эмульсии на " чистую " воду и " чистую " нефть вследствие большущий различия в их плотностях.

В настоящее время используются последующие главные способы разрушения нефтяных эмульсий: гравитационное прохладное деление, внутритрубная деэмульсация, центрифугирование, фильтрация, термохимическое действие, электрическое действие и разное сочетание перечисленных способов [2, с. 93].











Гравитационное холодное разделение

Гравитационное деление эмульсий проистекает за счёт разности плотностей, т. к. влага труднее нефти то она накапливается внизу ёмкости, а нефтяная фаза располагаться над ней. Такое деление, как правило, используется в сырьевых резервуарах, в том случае, когда нефть и влага не подвергаются сильному перемешиванию и когда содержание пластовой воды в нефти добивается приблизительно 60 % [2, с. 85].



1.3.2 Внутритрубная деэмульсация

Внутритрубная деэмульсация обширное распределение получило совершенно нетакдавно. Принцип внутритрубной деэмульсации чрезвычайно прост и состоит в последующем. В межтрубное место эксплутационных скважин или в правило сборного коллектора дозировочным насосом( в численности 15–20 гр на тонну нефтяной эмульсии) подаётся деэмульгатор, который шибко перемешивается с данной эмульсией в процессе её движения от забоя до УПН и ломает её.

Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от почтивсех причин, ключевыми из которых являются: эффективность самого деэмульгатора, напряженность и продолжительность перемешивания эмульсии с ПАВ, численность воды, содержащейся в эмульсии, и температура смешения транспортируемой эмульсии. Практикой известно, что чем больше степень всех данных причин( то имеется чем более эффективность ПАВ, продолжительность перемешивания, численность воды и температура эмульсии), тем лучше проистекает внутритрубная деэмульсация. Однако эффективность внутритрубной деэмульсации существенно падает при увеличении содержания в нефти асфальтенов и плотности данной нефти.

При продолжительном и интенсивном перемешивании эмульсии( re> 5000) на поверхность всякой капельки воды, имеющую " броню ", состоящую из натуральных эмульгаторов, обязано " угодить " чрезвычайно незначительное численность наиболее действенного ПАВ, которое и ломает эту " броню ". Потерявшие " броню " мелкие капельки воды коалесцируют( объединяются) при перемешивании, в итоге что образуются большие капли(< 1 мм), какие просто отделяются от нефти за счёт разности плотностей в каплеобразователях [2, с. 139].











1.3.3 Фильтрация

Нестойкие эмульсии времяотвремени удачно расслаиваются при пропускании их чрез фильтрующий слой, который может быть представлен гравием, колоченным стеклом, древесными и металлическими стружками, стекловатой и иными материалами.

Деэмульсация нефтей при поддержке фильтров основана на явлении селективного смачивания.
Фильтры деловито выполняются традиционно в облике колонн, причём габариты их зависят от объёма прокачиваемой эмульсии, её вязкости и скорости движения. 

Нефтяная смесь вводится в колонну снизу и проходит чрез фильтр, где влага удерживается, а нефть вольно пропускается и отводится чрез кверху, выделившаяся же влага сбрасывается чрез низ колонны.

Деэмульсация нефтей фильтрацией как независимый процесс практически не используется, но в сочетании с термохимическими способами она обширно распространена [2, с. 140].



1.3.4 Термохимические установки

Термохимические установки – сепараторы-деэмульсаторы. Практикой известно, что имеющиеся способы деэмульсации нефти без внедрения тепла и поверхностно-активных веществ малоэффективны. Поэтому в настоящее время возле 80 % всей добываемой обводнённой нефти обрабатывается на термохимических установках, имеющих последующее достоинства: предельная простота установки( теплообменник, отстойник, насос); сравнимо низкая чувствительность режима работы установки к вескому изменению содержания воды в нефти; вероятность подмены деэмульгаторов по мерке конфигурации свойства эмульсии без подмены оснащения и аппаратуры.

Существуют термохимические установки по деэмульсации нефти, работающие под лишним давлением, и установки, работающие при атмосферном давлении.

Основным показателем свойства товарной нефти, прошедшей отделку на термохимических установках, является остаточное содержание в ней воды и солей. Последний показатель владеет только принципиальное смысл, так как он описывает в окончательном результате все издержки на доп подготовку нефти на НПЗ. Поэтому на термохимических и электрообессоливающих промысловых установках содержание солей в нефти желают доводить до 40 мг/ л и ниже.

Содержание солей в нефти на НПЗ приходится до 2 – 5 мг/ л, то просит строительства особых дорогостоящих электрообессоливающих установок. Если содержание солей в нефти станет больше указанной нормы, то это воздействует на ограничение межремонтного периода только оснащения. 

Деэмульсация( обезвоживание и обессоливание) нефти на установках владеет ряд больших недочетов:

1) стройку таковых установок, вособенности стройку резервуаров ловушек нефти и прудов – отстойников, просит значимого времени;

2) нагревание и остывание нефти в негерметизированных резервуарах сопровождается крупными утратами лёгких фракций;

3) вероятны загазованность резервуарного сада и повреждение правил пожарной сохранности;

4) процесс деэмульсации нефти исполняется, как правило, при сравнимо низких температурах( 40 – 50 #186; С), в итоге что для расслоения эмульсии требуется существенное время отстоя.

В настоящее время в сочетании с внутритрубной деэмульсацией обширно распространены блочные термохимические установки, в которых сразу проистекают сепарация нефти от газа, обезвоживание и обессоливание.



1.3.5 Отстойник

Очень нередко в настоящее время нефть отделяется от воды( отстой) в самом сепараторе — деэмульсаторе или БАС. Вместе с тем для данных целей обширно приме¬няются втомжедухе особые отстойники, устанавливаемые после нагревателей эмульсий.

Отстойники — это автоматы, в которых процесс деления эмульсий обязан совершаться в критериях статики или в критериях ламинарного режима( re=1? 2). Разрушение же эмульсий, поступающих в отстойники, обязано реализоваться за пределами данных аппаратов в итоге длительного перемешива¬ния их в сборных коллекторах( путевая или внутритрубная деэмульсация).

В настоящее время почаще только используются горизонтальные герметизированные отстойники цилиндрической формы непрерыв¬ного и полунепрерывного деяния [2, с. 189].




1.3.6 Электродегидраторы

Нефтяные эмульсии разрешено удачно рушить втомжедухе в электрическом поле. Механизм разрушения эмульсий, размещённых в электрическое поле, объясняется последующим образом.

Если безводную нефть налить меж 2-мя плоскими параллельными электродами, находящимися под высочайшим напряжением, то появляется однородное электрическое поле, силовые полосы которого параллельны друг – другу( набросок 1. 1, а). При подмене безводной нефти эмульсией размещение силовых рядов изменяется, и равномерность электрического поля нарушается (рисунок 1.1, б, в)



Силовые линии: а – в чистой нефти; б, в – в нефти с полярными каплями воды

          Рисунок 1.1 - Эмульгированная капля воды в электрическом поле



В итоге индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются и растягиваются вдоль силовых рядов с образованием в вершинах капель воды электрических зарядов, противным зарядам на электродах. Под действием главного и доп электрических полей проистекает поначалу упорядоченное перемещение, а потом стычка капель воды. Если отдаление меж каплями незначительное, а габариты капель сравнимо значительны, то держава притяжения делается так большущий, что адсорбированные на поверхности капель воды " бронированные " оболочки, отделяющие их от нефти, сдавливаются и разрушаются. В итоге что проистекает соединение капель воды.

Эффективность разрушения эмульсий в поле переменного тока существенно больше, чем в поле неизменного тока, что объясняется последующими факторами. В поле переменного тока проистекает циклическое изменение направленности движения тока и напряжённости поля, в итоге что капли воды изменяют направленность собственного движения одновременно главному полю и благодарячему всё время находятся в состоянии колебания. Под действием сил электрического поля форма капель непрерывно изменяется, в связи с чем капли воды чувствуют постоянную деформацию, что содействует разрушению адсорбированных оболочек на каплях воды и слиянию данных капель.

В настоящее время деэмульсационные установки с внедрением электрического поля строятся в расчёте на неустойчивый ток промышленной частоты( 50 Гц) и напряжением на электродах( 11500 – 16500 В).

Электродегидраторы используются, как правило, для глубочайшего обессоливания средних и тяжких нефтей. Для этого такие нефти в особых смесителях напряженно перемешиваются с пресной горячей водой, и эта смесь вводится в межэлектродное место электродегидратора (рисунок 1.2).



1, 2 – электроды; 3 – раздаточный коллектор (маточник)

Рисунок 1.2 - Сечение горизонтального электродегидра-

тора с вводом эмульсии под водяную подушку



Электродегидраторы инсталлируются, как правило, после блочных сепараторов – деэмульсаторов.
Электроды подвешены горизонтально друг над ином, имеют форму прямоугольных рам, занимающих всё продольное разрез электродегидратора.

Эмульсия подаётся в электродегидратор чрез маточник 3, обеспечивающий равномерное прибытие её по всему горизонтальному сечению аппарата. В горизонтальных электродегидраторах нефтяная смесь проходит чрез три зоны отделки. В первой зоне смесь проходит слой отстоявшейся воды, степень которой поддерживается автоматом на 20 – 30 см больше маточника 3. в данной зоне нефтяная смесь подвергается аква промывке, в итоге которой она утрачивает главную массу пластовой воды. Затем смесь, поднимаясь в вертикальном направленности с маленький скоростью, поочередно подвергается обработке поначалу в зоне слабенькой напряжённости электрического поля меж уровнем отстоявшейся воды и нижним электродом 2, а потом в зоне мощной напряжённости меж электродами 2 и 1.

Равномерность поступления эмульсии по всему горизонтальному сечению аппарата при движении потока отвесно кверху и ступенчатое поднятие напряжённости электрического поля меж электродами 2 и 1 от нуля до наибольшей величины разрешают в предоставленном электродегидраторе отлично производить эмульсию хотькакой обводнённости. При этом нет угрозы замыкания электродов, и достигается высочайшая ступень обессоливания и обезвоживания нефти [2, с. 278].



Стабилизация нефтей

Одно из более абсолютных средств борьбы с утратами легких фракций – стабилизация нефти. Сущность стабилизации нефти держится в отборе летучих углеводородов( депропанизации, дебутанизации). Так как они по пути следования нефти, испаряясь, " провоцируют " утраты углеводородов и более тяжелых бензиновых фракций. При стабилизации нефтей вровень с удалением пропанов и бутанов извлекаются метан, пропан, этан и такие балластовые газы, как сероводород, углекислота и азот, что, таким образом, уменьшал утраты легких фракций от испарения, исключает коррозию аппаратуры, оборудования и трубопроводов.

Получить полностью стабильную нефть, т. е. совсем не способную испарятся в атмосферу нереально. Поэтому мнение о стабильности нефтей условно и зависит от конкретных условии: летучести нефти, схемы ее сбора, транспорта и сохранения, уровни изоляции промысловых, транспортных сооружении, способности реализации товаров стабилизации, а втомжедухе воздействия стабилизации на бензиновый потенциал в нефти. Эти причины обязаны определять глубину стабилизации нефтей.

Стабилизация нефти может использоваться для понижения утрат легких фракций без частичного отбензинивания, желая нередко в процессе стабилизации предусматривается как частичное, так и совершенное отбензинивание стабилизируемых нефтей. За крайнее время перед действием стабилизации ставится наиболее суровая задачка – творение на базе этого процесса сырьевой базы для нефтехимической и хим индустрии.

В зависимости от конкретных условии и требований, предъявляемых к стабилизации в доли вероятного применения товаров установок, стабилизацию нефти проводят с поддержкой сепарации и ректификации [3, с. 20]





Сепарация

Сепарация – это извлечение легких фракции из нефти однократным или многократным испарением при понижении давления и повышении температуры. Процесс стабилизации наступает уже сходу же на первых шагах движения нефти, когда из неё отбираются выделяющиеся газообразные углеводороды( с падением давления), находившиеся в пластовых критериях в жидком состоянии.

Первым узлом отбора легких фракций оказываются трапно – сепарационные установки, на которых от нефти отделяется вольный газ, подаваемый дальше по газосборным коллекторам или на газоперерабатывающий завод. От проведения действий сепарации зависят утраты легких фракций нефти при следующем транспорте и хранении её. Установлено, что при мгновенной сепарации нефти( с резким понижением давления) значительно возрастает уносимое численность томных углеводородов скоро движущейся струей вольного газа.

При ступенчатой сепарации подбором давлений на ступенях разрешено добиться выделений в главном лишь вольного газа.

При ступенчатой сепарации достигают малых утрат бензиновых фракций. Однако многоступенчатая сепарация нефти обязана не лишь уменьшить унос томных фракций с газами, а втомжедухе грубо понизить и унос нефтью легких вольных газов, с выделением которых в резервуарах не недостаточно пропадает нефти на следующих стадиях её.......................