Установка подготовки нефти ООО «РН-Юганскнефтегаз»

РЕФЕРАТ



Расчетно – пояснительная записка содержит   105  стр.,   33 табл.,  1 рис.,   

 10  источников.



УСТАНОВКА, ПОДГОТОВКА, НЕФТЬ, ЭМУЛЬСИЯ 



Объектом проектирования является Установка подготовки нефти ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Цель работы -  Рассчитаны материальные балансы блоков обезвоживания, обессоливания. Разработана система автоматизации, контроля и регулирования параметров процесса; описаны мероприятия по охране труда и окружающей среды, пожарной профилактики и технике безопасности. Рассчитаны технико – экономические показатели производства: капитальные затраты, производительность труда, чистая прибыль.


ВВЕДЕНИЕ



Велико современное экономическое значение нефти и газа. Нефть и газ – уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. За последние несколько десятилетий из нефти и газа стали вырабатывать в больших количествах разнообразные химические материалы, также пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, моющие средства, минеральные удобрения и многое другое. Нефть и газ определяют не только экономику и технический потенциал, но часто и политику государства.

Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ, механические примеси и пластовую воду, в которой растворены различные соли, чаще всего хлориды натрия, кальция и магния, реже – карбонаты и сульфаты. Очевидно, что такую «грязную» нефть нельзя транспортировать на НПЗ без предварительной промысловой подготовки.

Присутствие пластовой воды в нефти существенно удорожает ее транспортировку по трубопроводам и переработку. С увеличением в нефти воды 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. Механические примеси нефти, состоящие из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины, известняка и других пород, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствует стабилизации нефтяных эмульсий, что приводит к увеличению эксплуатационных затрат на обезвоживание и обессоливание промысловой нефти, а также оказывает вредное воздействие на окружающую среду. При большом содержании механических примесей усиливается износ труб и образование отложений в нефтеаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи и производительности установок.

Еще более вредное воздействие, чем вода и механические примеси, оказывают на работу установок промысловой подготовки и переработки нефти хлористые соли, содержащиеся в нефти. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под ее действием происходит разрушение металла аппаратуры технологических установок. Кроме того, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах – мазуте, гудроне и коксе, ухудшают их качество.

При переработке сернистых и высокосернистых нефтей, в результате разложения сернистых соединений, образуется сероводород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной наиболее сильной коррозии нефтеаппаратуры.

Стабилизация нефти на промыслах осуществляется с целью сокращения потерь от испарения при транспортировке ее до НПЗ. Кроме того, присутствие в нефтях газов способствует образованию в трубопроводах газовых пробок, которые затрудняют перекачивание.

Для того чтобы не возникало таких трудностей, необходимы установки подготовки нефти.





















































ПАТЕНТНАЯ ЧАСТЬ

Для проведения патентных исследований определяется предмет поиска по теме дипломного проекта, подлежащий исследованию. Предмет поиска: “ Установка подготовки нефти”.

Поиск проводится по отечественному патентному фонду из сети интернет сайта ФИПС www.fips.ru.

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

Целью патентных исследований 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 17/04

122 304

27.11.2012

РФ

Система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды

B01D 17/00

127 323

27.11.2012

РФ

Модульный комплекс установки подготовки нефти

E21B 43/16

2 475 632

10.12.2011

РФ

Система и способ добычи нефти и газа

E21B 43/16

2 475 632

10.12.2011

РФ

Система и способ добычи нефти и газа

B01D 17/04

83 427+

10.06.2009

РФ

+Установка подготовки товарной нефти

F17D 3/05

77 936+

10.11.2008

РФ

+Установка подготовки нефти

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

B01 19/00

44 062

21.10.2004

РФ

+Установка подготовки нефти

B01D 17/04

C10G 33/04

2 162 725

10.02.2001

РФ

Способ подготовки нефти к переработке и установка для осуществления


 

1) Установка подготовки нефти

(11) 68 093

(21) 2007119588/22 

(22) 25.05.2007

	(51) F17D 3/05

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

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

(54) Установка подготовки нефти

(57) Полезная модель "Установка подготовки нефти" может быть использована на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах. Цель полезной модели повышение эффективности работы установки путем повышения качества разделяемых фаз и предотвращения образования стойкой водонефтяной эмульсии в насосе откачки. Техническая задача достигается тем, что буферная емкость-каплеуловитель снабжена регулятором уровня раздела фаз "нефть-вода", насосом откачки товарной нефти, соединенным с регулятором уровня, трубопроводом для сброса воды, кроме того установка снабжена узлом подачи реагента-деэмульгатора для подачи последнего перед насосом откачки нефти из резервуаров.





2) Установка подготовки нефти

(11) 53 178

(21) 2005136565/22 

(22) 24.11.2005

(51) B01D 17/04

(72) Швигунов Сергей Иванович, Гончаров Борис Эразмович.

(73) Открытое акционерное общество "нефтемаш"

(54) Установка подготовки нефти

(57) Установка подготовки нефти, содержащая горизонтальную технологическую емкость, разделенную поперечной переливной перегородкой на секции предварительной и глубокой очистки нефти, средства нагрева, ввода нефтегазоводяной эмульсии и вывода разделенных фаз, измерения, контроля и регулирования, отличающаяся тем, что средство нагрева представляет собой подогреватель с промежуточным теплоносителем, который установлен за пределами технологической емкости и соединен с емкостью посредством трубопровода подачи нефтегазоводяной эмульсии и трубопровода отвода части попутного газа из емкости на горелку подогревателя.













3) Установка подготовки нефти

(11) 77 936

(21) 2007141867/22 

(22) 12.11.2007

(51) F17D 3/05

(72) Тазиев Миргазиян Закиевич, Закиров Айрат Фикусович, Ожередов Евгений Витальевич, Шарипов Ильшат Анасович, Ахметзянов Рашит Исмагилович, Латыпов Ильгизар Мунирович, Галлямов Фарид Флерович.

(73) Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

(54) Установка подготовки нефти

(57) Настоящая полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к подготовке продукции скважин и касается способов и устройств для подготовки добываемой жидкости, поступающей на установки подготовки и предназначена для использования в системах обессоливания сырой нефти (нефтяной эмульсии). Целью полезной модели является достижение нового технического результата, а именно, повышение качества подготовки сырой нефти (нефтяной эмульсии) и производительности системы. Поставленная цель достигается на установке подготовки нефти путем применения 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 подогрева сырой нефти(нефтяной эмульсии), отстойников для обезвоживания нефтяной эмульсии. Применение устройство для одновременного ввода подогретой пресной воды и реагента (деэмульгатора) на прием насоса на установке подготовки нефти для ее обессоливания позволит:

- сэкономить расход пресной воды;

- улучшить качество подготовки продукции скважин;

- увеличить производительность установки;

- снизить энергоемкость технологического процесса обессоливания нефти;

- обеспечить более стабильную, гибкую и надежную технологию подготовкинефти при одновременном улучшении ее качества.





4) Установка подготовки товарной нефти

(11) 83 427

(21) 2009103260/22 

(22) 03.02.2009

(51) B01D 17/04

(72) Астановский Дмитрий Львович, Астановский Лев Залманович.

(73) Астановский Дмитрий Львович 

(54) Установка подготовки товарной нефти

(57) 1.Установка подготовки товарной нефти, предусматривающая разделение нефтяного сырья на товарную нефть, воду и газ, содержащая аппарат глубокой очистки нефти с патрубками подвода и отвода нефти, воды и газа, узел первичного разделения компонентов нефтяного сырья, состоящий из нагревателя промежуточного теплоносителя, сепаратора-отстойника свободной воды, подогревателя смеси водонефтяной эмульсии и попутного газа промежуточным теплоносителем, а также средства измерения, контроля и регулирования и соединительные трубопроводы, отличающаяся тем, что установка дополнительно содержит первый и второй теплообменники и сатуратор с массообменным устройством и патрубками для подвода и отвода нефти и газа, причем входные патрубки охлаждающих полостей обоих теплообменников соединены с нижней зоной сепаратора-отстойника свободной воды, выходные патрубки этих полостей соединены с нижней зоной аппарата глубокой очистки нефти, входной патрубок охлаждаемой полости первого теплообменника соединен с патрубком выхода очищенной нефти из аппарата глубокой очистки нефти, выходной патрубок этой полости подсоединен к входному патрубку сатуратора, входной патрубок охлаждаемой полости второго теплообменника соединен с патрубком выхода газа из аппарата глубокой очисткинефти, выходной патрубок этой полости соединен 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 линии отвода газа потребителю в качестве товарного продукта и к линии подвода газа к горелке нагревателя промежуточного теплоносителя.

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





5) Установка подготовки нефти 

(11) 44 062

(21) 2004130712/22 

(22) 21.10.2004

(51) B01D 17/00 B01 19/00

(72) Алексеев Д.В., Короткова Е.Ю., Николаев Н.А., Ермаков Р.А.

(73) Алексеев Дмитрий Валерьевич, Короткова Екатерина Юрьевна, Николаев Николай Алексеевич, Ермаков Рустем Азатович.

(54) Установка подготовки нефти

(57) 1. Установка подготовки нефти, содержащая соединенные последовательно трубопроводами сепаратор, отстойник и буферную емкость и соединенную дренажным трубопроводом с сепаратором, отстойником и буферной емкостью подземную емкость, снабженную откачивающим устройством, выполненным в виде вертикальной трубы, верхний конец которой размещен за пределами подземной емкости и соединен с камерой смешения гидроэлеватора, выход которого соединен трубопроводом с входом сепаратора, а вход сопла гидроэлеватора соединен трубопроводом с выходом насоса, отличающаяся тем, что в подземной емкости установлены две вертикальные перегородки, разделяющие подземную емкость на нефтяной, водонефтяной и водяной отсеки, при этом вертикальная труба откачивающего устройства и выходной конец дренажного трубопровода вмонтированы в нефтяной отсек, в водонефтяном отсеке установлены в вертикальном положении переточная труба, верхний конец которой выполнен с перфорациями, выведен за пределы подземной емкости и соединен трубопроводом со штуцером выпуска пластовой воды отстойника, и в наклонном положении пеносъемная труба с расширителем в верхней части, нижний конец которой вмонтирован в нефтяной отсек, а водяной отсек снабжен штуцером выпуска пластовой воды и наклонно установленным патрубком, нижний конец которого вмонтирован в водонефтяной отсек.

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



Заключение

Проделанное изучение патентной документации выявило:

1. Все перечисленные в таблице 1.1 в патентах изобретения устремлены на совершенствование способов подготовки, транспортировки нефти

При этом, как видно из содержания таблицы, лидер по изобретательской активности в исследуемой области за последние 15 лет, отсутствует. Все патентообладатели имеют по 1 патенту. Последним опубликованным изобретением на данный момент является изобретение ОАО "Татнефть" имени В.Д. Шашина за июнь 2016 года по патенту № 2 586 157

2. Динамика патентования равномерна по годам: 2016, 2009, 2008, 2007, 2006, 2004, 2001 гг. – выявлено по одному патенту. В 2015, 2014, 2013, 2010, 2005, 2003, 2002 гг. - патентов не выявлено 

3. Наиболее близким техническим решением к теме дипломного проекта является изобретение в патенте № 83 427, т.к. в дипломной работе и в проекте рассматриваются пути разделение нефтяного сырья на товарную нефть, воду и газ, содержащая аппарат глубокой очистки нефти. 

Выявленная общность свидетельствует наличие прогрессивных решений в дипломном проекте по сравнению с выявленными в процессе поиска изобретением в исследуемой области.









1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

1.1 Подготовка нефти к транспорту



На начальном этапе разработки нефтяных месторождений, как правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих скважин практически без примеси воды. Однако на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. Примерно две трети всей нефти добывается в обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по химическому и бактериологическому составу. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей, одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров. Наличие воды в нефти приводит к удорожанию транспорта в связи с возрастающими объемами транспортируемой жидкости и увеличением ее вязкости.

Присутствие агрессивных водных растворов минеральных солей приводит к быстрому износу как нефтеперекачивающего, так и нефтеперерабатывающего оборудования. Наличие в нефти даже 0,1% воды приводит к интенсивному вспениванию ее в ректификационных колоннах нефтеперерабатывающих заводов, что нарушает технологические режимы переработки и, кроме того, загрязняет конденсационную аппаратуру.

Легкие фракции нефти (углеводородные газы от этана до пентана) являются ценным сырьем химической промышленности, из которого получаются такие продукты, как растворители, жидкие моторные топлива, спирты, синтетический каучук, удобрения, искусственное волокно и другие продукты органического синтеза, широко применяемые в промышленности. Поэтому необходимо стремиться к снижению потерь легких фракций из нефти и к сохранению всех углеводородов, извлекаемых из нефтеносного горизонта для последующей их переработки.

Современные комплексные нефтехимические комбинаты выпускают как различные высококачественные масла и топлива, так и новые виды химической продукции. Качество вырабатываемой продукции во многом зависит от качества исходного сырья, т. е. нефти. Если в прошлом на технологические установки нефтеперерабатывающих заводов шла нефть с содержанием минеральных солей 100–500 мг/л, то в настоящее время требуется нефть с более глубоким обессоливанием, а зачастую перед переработкой нефти приходится полностью удалять из нее соли.

Наличие в нефти механических примесей (породы пласта) вызывает абразивный износ трубопроводов, нефтеперекачивающего оборудования, затрудняет переработку нефти, образует отложения в холодильниках, печах и теплообменниках, что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и быстрому выходу их из строя. Механические примеси способствуют образованию трудноразделимых эмульсий.

Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде приводит к усиленной коррозии металла оборудования и трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсии, затрудняет переработку нефти. Количество минеральных солей, растворенных в воде, отнесенное к единице ее объема, называется общей минерализацией.

При соответствующих условиях часть хлористого магния (MgCl2) и хлористого кальция (CaCl2), находящихся в пластовой воде, гидролизуется с образованием соляной кислоты. В результате разложения сернистых соединений при переработке нефти образуется сероводород, который в присутствии воды вызывает усиленную коррозию металла. Хлористый водород в растворе воды также разъедает металл. Особенно интенсивно идет коррозия при наличии в воде сероводорода и соляной кислоты. Требования к качеству нефти в некоторых случаях довольно жесткие: содержание солей не более 40 мг/л при наличии воды до 0,1%.

Эти и другие причины указывают на необходимость подготовки нефти. Собственно подготовка нефти включает обезвоживание и обессоливание нефти, и ее стабилизацию.



1.2 Основные способы отделения воды от нефти



Деэмульгирование нефтяных эмульсий лежит в основе обоих процессов подготовки нефти к переработке - ее 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, ультразвука, 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, обволакивающих глобулы воды, и сделать их гидрофильными. Необходимо создать наилучшие условия для быстрого и полного отстоя крупных капель воды от нефти.

Способы деэмульгирования нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы:

механические – отстаивание, 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. 

	Значительное новышение эффективности разделения нефтяных эмульсий достигается путем комбинированного использования гравитационного отстаивания в сочетании с термическими, химическими и электрическими методами обработки нефти в процессе ее обезвоживания. [2, с.33]



1.3 Механическое обезвоживание нефти



Основная разновидность механических приемов обезвоживания нефти - гравитационное отстаивание. Применяют два вида режимов отстаивания периодический и непрерывный, которые соответственно осуществляются в отстойниках периодического и непрерывного действия.

В качестве отстойников периодического действия обычно применяют цилиндрические отстойные резервуары (резервуары отстаивания), аналогичные резервуарам, которые предназначены для хранения нефти. Сырая нефть, подвергаемая обезвоживанию, вводится в резервуар при помощи распределительного трубопровода (маточника). После заполнения резервуара вода осаждается в нижней части, а нефть собирается в верхней части резервуара. Отстаивание осуществляется при спокойном (неподвижном) состоянии обрабатываемой нефти. По окончании процесса обезвоживания нефть в вода отбираются из отстойного резервуара. Положительные результаты работы отстойного резервуара достигаются только в случае содержания воды в нефти в свободном состоянии или в состоянии крупнодисперсной нестабилизированной эмульсии.

Различают горизонтальные и вертикальные отстойники непрерывного действия. Горизонтальные отстойники подразделяются на продольные и радиальные. Продольные горизонтальные отстойники в зависимости от формы поперечного сечения могут быть прямоугольные и круглые.

В гравитационных отстойниках непрерывного действия отстаивание осуществляется при непрерывном потоке обрабатываемой жидкости через отстойник.



1.4 Термическое обезвоживание нефти



Одним из основных современных приемов обезвоживания нефти является термическая или тепловая обработка, которая заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. Нагрев вызывает разрушение эмульсии воды в нефти и способствует коалесценции мелких капель воды в более крупные. В водонефтяной эмульсии на поверхности частиц воды образуются бронирующие слои, состоящие из асфальто-смолистых веществ и парафинов. При обычной температуре эти слои создают прочную структурную оболочку, которая препятствует слиянию капель. При повышении температуры вязкость веществ, составляющих защитные оболочки, значительно уменьшается.

Это приводит к снижению прочности таких оболочек, что облегчает слияние глобул воды. Кроме того, в результате нагревания понижается вязкость нефти, что способствует ускорению выделения воды из нефти путем отстаивания. В сочетании только с отстаиванием такая обработка применяется редко. В современных условиях тепловая обработка обычно используется как составной элемент более сложных комплексных методов обезвоживания нефти, например, в составе термохимического обезвоживания (в сочетании с химическими реагентами и отстаиванием), в комплексе с электрической обработкой и т.д.

Нагревание нефти, подвергаемой обезвоживанию, осуществляется в специальных нагревательных установках. Разработано большое число разновидностей таких установок. Нагреватели устанавливают в технологической линии обезвоживания нефти после отделения (сепарации) из нефти газов, но ранее ввода нефти в отстойник.











1.5 Химическое обезвоживание нефти



В современной нефтяной промышленности наиболее широко применяются химические методы обезвоживания нефти. Основным элементом таких методов является разрушение эмульсий воды в нефти при помощи химических реагентов.

Разработано довольно много таких реагентов. Кроме того, организовано их промышленное производство. Эффективность химического обезвоживания нефти в значительной степени зависит от вида применяемого реагента. Выбор эффективного реагента, в свою очередь, зависит от вида водонефтяной эмульсии, подвергаемой разрушению и других особенностей нефти, подвергаемой обезвоживанию. Выбор реагентов-деэмульгаторов в каждом конкретном случае производится на основе специальных лабораторных и промысловых исследований.

Необходимым элементом химического обезвоживания, как и в прочих комбинированных методах обезвоживания нефти, является гравитационное отстаивание обрабатываемой водонефтяной эмульсии. В некоторых системах обезвоживания в сочетании с использованием реагентов-деэмульгаторов применяется также и нагревание нефти, подвергаемой обезвоживанию. Процесс использования реагентов-деэмульгаторов состоит в том, что реагент вводится в эмульсию, подвергаемую разрушению, и перемешивается с ней, после чего создаются условия для выделения воды из нефти путем отстаивания. Можно применять как периодическое, так и непрерывное разрушение эмульсий, но в настоящее время предпочтение отдается непрерывным процессам. Применяют три варианта реализации химического обезвоживания нефти: обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтяной скважине («внутрискважинная деэмульсация»); обезвоживание, основанное на деэмульсации, которая осуществляется в нефтесборном трубопроводе («путевая деэмульсация»); деэмульсация и обезвоживание нефти непосредственно в отстойных резервуарах, когда реагент вводится в резервуар после его заполнения эмульсией, подвергаемой обработке.

Первые два метода имеют некоторые преимущества и являются более эффективными.



1.6 Фильтрация



Для деэмульсации нестойких эмульсий применяется метод фильтрации, основанный на явлении селективной смачиваемости веществ различными жидкостями. Материалом фильтрующего слоя может служить обезвоженный песок, гравий, битое стекло, стекловата, древесная стружка из осины, клена, тополя и других несмолистых пород древесины, а также металлическая стружка.

Особенно часто применяется стекловата, которая хорошо смачивается водой и не смачивается нефтью. Фильтры из стекловаты устойчивы и долговечны. Фильтрующие вещества должны обладать следующими основными свойствами: хорошо смачиваться с водой, благодаря чему глобулы воды прилипают к поверхности фильтрующего вещества; коагулируют и стекают вниз; иметь высокую прочность, которая обеспечивает длительную работу фильтра; иметь противоположный, чем у глобул, электрический заряд с поверхности капли снимается, чем снижаются отталкивающие силы между ними. Капли укрупняются и стекают вниз, а нефть свободно проходит через фильтр.

Фильтрующие установки обычно выполняют в виде колонн, размеры которых определяются в зависимости от вязкостных свойств эмульсии и объема обезвоживаемой нефти. Обезвоживание нефти фильтрацией применяется очень редко вследствие малой производительности, громоздкости оборудования и необходимости частой смены фильтрующего материала. Вышеперечисленные способы деэмульсации эффективны в сочетании с процессами предварительного снижения прочности.



1.7 Теплохимическое деэмульгирование



Теплохимические методы снижают прочность бронирующих оболочек или полностью их разрушают, что ускоряет и удешевляет процессы разделения нефтяной эмульсии. В настоящее время более 80% всей обводненной нефти проходит обработку на теплохимических установках. Такое широкое применение этот метод получил благодаря возможности обрабатывать нефти с различным содержанием воды без изменения оборудования и аппаратуры установки, возможности менять деэмульсатор в зависимости от свойств эмульсии без замены оборудования. Однако теплохимический метод имеет ряд недостатков, например, большие затраты на деэмульсаторы и повышенный расход тепла. На практике обессоливание и обезвоживание ведутся при температурах 50—100° С.

 	При более высоких температурах процессы обессоливания и обезвоживания проводятся под повышенным давлением (поскольку необходимо сохранить однофазное состояние эмульсии), для чего надо увеличивать толщину стенок оборудования, что в свою очередь приводит к уведичению металлоемкости установок.

На снижение защитного действия поверхностных слоев на глобулах воды существенно влияет присутствие деэмульсаторов. По воздействию на нефтяные эмульсии все существующие деэмульсаторы делятся на электролиты, неэлектролиты и коллоиды. Деэмульсаторами-электролитами могут быть некоторые органические и минеральные кислоты (серная, соляная и уксусная), щелочи и соли (поваренная соль, хлорное железо, нафтенат алюминия и др.).

Электролиты могут образовывать нерастворимые осадки с солями эмульсии, снижать стабильность бронирующей оболочки или способствовать разрушению эмульгаторов бронирующей пленки. Электролиты как деэмульсаторы применяют крайне ограниченно вследствие их высокой стоимости или особой коррозионной активности к металлу оборудования. К неэлектролитам относятся органические вещества, способные растворять бронирующую оболочку эмульгатора и снижать вязкость нефти, что ускоряет осаждение капель воды. Такими деэмульсаторами могут быть бензин, ацетон, спирт, бензол, четыреххлористый углерод, фенол и др. Неэлектролиты в промышленности не применяются из-за высокой их стоимости.

Деэмульгаторы-коллоиды — это поверхностно-активные вещества, которые в эмульсии разрушают или ослабляют защитную оболочку и могут преобразовать исходную эмульсию (в/н) в эмульсию противоположного типа (н/в), т. е. способствовать инверсии эмульсии.

Наиболее эффективны деэмульсаторы, полученные присоединением окиси этилена к органическим веществам; они наиболее широко применяются на практике. Деэмульгирующую способность этой группы ПАВ можно регулировать, изменяя число молекул окиси этилена, вступивших в реакцию. Растворимость деэмульсатора в воде увеличивается с удлинением окись-этиленовой цепи. При необходимости можно придать этим веществам гидрофобные свойства путем присоединения окиси пропилена, т.е. имеется возможность создавать деэмульсаторы с любыми необходимыми свойствами т.е. быть гидрофильными или гидрофобными, иметь поверхностную активность, достаточную для разрушения бронирующих слоев оболочек глобул, быть инертными но отношению к металлам, не ухудшать качества нефти, быть дешевыми и по возможности универсальными по отношению к эмульсиям различных нефтей и вод.

Чем раньше деэмульсатор вводится в смесь воды и нефти, тем легче происходит дальнейшее разделение эмульсии. Однако для деэмульсации еще недостаточно одного введения деэмульсатора, необходимо обеспечить полный контакт его с обрабатываемой эмульсией, что достигается интенсивной турбулизацией и подогревом эмульсий.





1.8 Электрическое обезвоживание



Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти особенно широко распространено в заводской практике, реже применяется на нефтепромыслах. Возможность применения электрического способа в сочетании с другими способами можно отнести к одному из основных его преимуществ.

Установлено, что деэмульсация нефти в электрическом поле переменной частоты и силы тока в несколько раз эффективней, чем деэмульсация при использовании постоянного тока. На эффективность электродеэмульсации значительно влияют вязкость и плотность эмульсии, дисперсность, содержание воды, электропроводность, а также прочность адсорбированных оболочек. Однако основным фактором является напряженность электрического поля. В настоящее время электродеэмульсаторы в основной работают на токе промышленной частоты (50 Гц), реже — на постоянном токе. Напряжение на электродах деэмульсаторов колеблется от 10000 до 45 000 В. По форме электродегидраторы бывают сферическими и цилиндрическими, причем последние можно устанавливать горизонтально и вертикально.





























2 ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, МАТЕРИАЛОВ, РЕАГЕНТОВ, ПРОДУКЦИИ И ЭНЕРГОРЕСУРСОВ



Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции указана в таблице 2.1 

 Таблица 2.1 - Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

№ п/п

Наименование сырья, материалов, реагентов, изготовляемой продукции

Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации

Показатели качества, обязательные для проверки

Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ (заполняется при необходимости)

Область применения изготавливаемой продукции

   1

2

3

		4

5

6

1

Сырая нефть

ГОСТ 3900-85

Плотность безводной нефти, кг/м3  

870…886







ГОСТ 2477-65

Обводнённость, %

до 25







ГОСТ 33-82

Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт)











при 20 0С

25…31









при 50 0С

9…12







Содержание в нефти, % масс.









ГОСТ11851-85

парафина

1,7…2,3




Продолжение таблицы 2.1

1


2

3

4

5

6





ГОСТ1437-75

серы

0,9…1,3









     



смол силикагелевых

              

6,7…7,3





         







асфальтенов

1,8…2,3







Фракционный состав










ГОСТ2177-82

Температура начала кипения, не ниже, оС

97









до 150 0С не менее, %

8









до 200 0С не менее, %

16









До 250 0С не менее, %

25









до 300 0С не менее, %

39









Температура плавления парафинов, 0С

52



2

Нефть

ГОСТ Р 51858-2002

Масс. доля воды, % не более

0,5




Продолжение таблицы 2.1

1

2

3

4

5

6







Концентрация хлористых солей, мг/л

100









Массовая доля механических примесей, % не более

0,05









Давление насыщенных паров, кПа не более

66,7



3

Вода подтоварная

ОСТ 39-225-88

Содержание нефтепродуктов, мг/л

до 50

Откачка на ППД







Содержание механических примесей, мг/л

до 50



4

Деэмульгатор СНПХ-4103

ТУ 2458-302-05765670-2005

Внешний вид

Однородная жидкость светло-жёлтого цвета

Разрушение эмульсии








Массовая доля сухого остатка, %, в пределах

46-55





















Плотность при 20оС, г/см3, в пределах

0,918-0,946









Температура застывания, оС, не выше

Минус 45




Продолжение таблицы 2.1

1

2

3

4

5

6







Кинематическая вязкость при 20оС, мм2*с, не выше

60



5

Деэмульгатор DECLEAVE 

F-1273

ТУ 2458-003-94296805-2008

Внешний вид

Однородная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, допускается опалесценция

Разрушение эмульсии








Массовая доля нелетучих компонентов, % не менее

20









 















Плотность при 20оС, г/см3

0,85 + 0,03

































Кинематическая вязкость при 20оС, сСт, не более

30









Температура застывания, оС, не выше

Минус 50






Продолжение таблицы 2.1

1

2

3

4

5

6

6

Деэмульгатор СЕПАРОЛ WF 41



Внешний вид

Жидкость жёлтого цвета с запа.......................