Электрическое деэмульгирование нефтяных эмульсий

 

Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти особенно ши­роко распространено в заводской практике, реже применяется на нефтепромыслах. Возможность применения электрического способа в сочетании с другими способами (термическим, химическим) можно отнести к одному из основных его достоинств. Правильно выбран­ные режимы электрической обработки практически позволяют ус­пешно провести обезвоживание и обессоливание любых эмульсий.

Рассмотрим механизм обезвоживания нефтяных эмульсий в элек­трическом поле.

В результате индукции капли воды вытягиваются вдоль цепи элек­трического поля с образованием в вершинах электрических зарядов. Под действием основного и индивидуального полей капли приходят в упорядоченное движение и сталкиваются, что приводит к их коа­лесценции. При прохождении эмульсии через электрическое поле, создаваемое переменным по величине и направлению током, так же как и при постоянном токе, капли, имеющие заряд, стремятся к элек­тродам. Однако вследствие изменения напряжения и напряжения поля капли воды начинают двигаться синхронно основному полю и поэтому все время находятся в колебании. При этом форма капель непрерывно меняется. В связи с этим происходит разрушение адсор­бированных оболочек капель, что облегчает их слияние при столкно­вениях. 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.

 

Стабилизация нефти

 

Под стабилиза­цией нефти следует понимать извлечение легких углеводородов, ко­торые при нормальных условиях являются газообразными, для даль­нейшего их использования в нефтехимической промышленности. Сте­пень стабилизации нефти, т.е. степень извлечения легких углеводо­родов, для каждого конкретного месторождения зависит от количества добываемой нефти, содержания в ней легких углеводородов, возмож­ности реализации продуктов стабилизации, технологии сбора нефти и газа на промысле, увеличения затрат на перекачку нефти за счет повышения вязкости после стабилизации из-за глубокого извле­чения легких углеводородов, влияния стабилизации на бензиновый фактор нефти.

Существует два различных метода стабилизации нефти – сепара­ция и ректификация.

Сепарация – отделение от нефти легких углеводородов и сопутст­вующих газов одно- или многократным испарением путём снижения давления (часто с предварительным подогревом нефти).

Ректификация – отбор из нефти легких фракций при одно- или многократном нагреве и конденсации с чётким разделением углеводо­родов до заданной глубины стабилизации.

Для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод сепарации. Сосуд, в котором происходит отделение газа от нефти, называют сепаратором. В сепарационных установках проис­ходит и частичное отделение воды от нефти. Применяемые сепараторы можно условно подразделить на следующие основные типы: по прин­ципу действия – гравитационные, центробежные (гидроциклонные), жалюзийные, ультразвуковые и др.; по геометрической форме и по­ложению в пространстве – сферические, цилиндрические, вертикаль­ные, горизонтальные и наклонные; по рабочему давлению – высо­кого давления (более 2,5 МПа), среднего (0,6 – 2,5 МПа), низкого (0 – 0,6 МПа), вакуумные; по назначению – замерные и рабочие; по месту положения в системе сбора – I, II, концевой ступеней се­парации.

В сепараторах любого типа по технологическим признакам раз­личают четыре секции: I – основную сепарационную, в которой про­исходит отделение газа от нефти; II – осадительную, предназначен­ную для выделения пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции; III – секцию отбора нефти, служащую для сбора и отвода нефти из сепаратора; IV – каплеуловительную, находя­щуюся в верхней части аппарата и служащую для отвода газа и улав­ливания капельной нефти, уносимой потоком газа.

Эффективность работы аппаратов характеризуется количеством жидкости, уносимой газом, и количеством газа, оставшегося в нефти после сепарации. Чем ниже эти показатели, тем более эффективна работа аппарата.

Конструктивные особенности промысловых сепараторов.

В вертикальном цилиндрическом гравитационном сепараторе (рис. 3.3) газонефтяная смесь через патрубок поступает в раздаточный коллек­тор и через щелевой выход попадает в основную сепарационную сек­цию. В осадительной секции из нефти при её течении по наклонным плоскостям происходит дальнейшее выделение окклюдированных пу­зырьков газа. Разгазированная нефть поступает в секцию сбора нефти, из которой через патрубок отводится из сепаратора. Газ, вы­делившийся из нефти на наклонных плоскостях, попадает в капле­уловительную секцию, проходит через жалюзийную насадку и по трубопроводу выходит из сепаратора. Капли нефти, захваченные по­током газа и неуспевающие осесть под действием силы тяжести, в жа- люзийных решётках прилипают к стенкам и стекают по дренажной трубке в секцию отбора нефти.

Гидроциклонный двухъёмкостный сепаратор (рис. 3.4) применяют на промыслах для работы на I ступени сепарации. Газонасыщенная нефть через тангенциальный ввод поступает в гидроциклонную го­ловку, где за счет центробежных сил происходит разделение нефти и газа на самостоятельные потоки. В верхнюю емкость нефть и газ поступают раздельно. Нефть по направляющей полке стекает на угол­ковый разбрызгиватель, в котором поток нефти разбивается на от­дельные струи и происходит дальнейшее выделение газа. По сливной полке разгазированная нефть собирается в нижней емкости гидро­циклона. При достижении определенного объема нефти в нижней ем­кости поплавковый регулятор уровня через исполнительный меха­низм, направляет дегазированную нефть в отводной трубопровод. Газ, отделившийся от нефти в дегазаторе, проходит в верхней емкости перфорированные перегородки, где происходит выравнивание ско­рости газа и частичное выпадение жидкости. Окончательная очистка газа происходит в жалюзийной насадке 7. Отделенная от газа жид­кость по дренажной трубке 10 стекает в нижнюю ёмкость 9.

 

Исходные данные для технологического расчёта нефтепровода

 

В технологический расчёт нефтепровода входит решение следующих основных задач: определения экономически наивыгоднейших параметров нефте­провода (диаметр трубопровода, давление на нефтеперекачивающих станциях, толщина стенки трубопровода и число нефтеперекачиваю­щих станций); определения местонахождения станций на трассе нефтепровода; расчёта режимов эксплуатации нефтепровода.

Для расчёта нефтепровода необходимы следующие данные: пропуск­ная способность; зависимость вязкости и плотности нефти от темпера­туры; температура грунта на глубине заложения трубопровода; ме­ханические свойства материала труб; технико-экономические показа­тели и чертёж сжатого профиля трассы.

Пропускная способность нефтепровода даётся в задании на про­ектирование.

Пропускная способность – основной фактор, определяющий диа­метр трубопровода и давление на станциях.

Плотность и вязкость нефти определяют лабораторными анали­зами.

Зависимость вязкости от температуры может быть представлена в виде графика. При отсутствии такового кинематическая вязкость v_T при нужной (расчётной) температуре Т может быть определена по формуле

где ν₀ – кинематическая вязкость при температуре T₀; u – показа­тель крутизны вискограммы. Для определения величины и кроме ν₀ и Т₀ достаточно иметь ещё одно значение вязкости при какой-либо другой температуре.

Расчётной температурой считают наинизшую температуру, ко­торую принимает поток нефти в трубопроводе. Эта температура опре­деляется наинизшей температурой грунта на глубине заложения тру­бопровода с учётом самонагревания потока в результате трения. Тем­пература грунта на глубине заложения трубопровода определяется по материалам изысканий.

Механические свойства материала труб указываются в соответст­вующем ГОСТе.

В капитальные затраты на линейную часть входит как стоимость труб, так и стоимость всех работ по сооружению трубопровода. Эксплуатационные расходы состоят из следующих основных ста­тей: отчислений на амортизацию, текущий ремонт, расходов на элек­троэнергию, смазку, воду, отопление, электроэнергию на собствен­ные нужды, зарплаты, содержания охраны, управления, прочих рас­ходов. Первые три статьи расходов – главные. На амортизацию и те­кущий ремонт приходится 30 – 40 % всех расходов. Затраты на элек­троэнергию составляют 40 – 60 %.

Суммарные эксплуатационные расходы определяют себестоимость перекачки – важнейший показатель, характеризующий экономич­ность работы нефтепровода.

Профиль трассы используют при определении расчётной длины трубопровода и разности геодезических высот. На профиле ведётся расстановка нефтеперекачивающих станций (НПС).