Анализ работы установки предварительного сброса воды ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть»

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ  УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО

 

ОБРАЗОВАНИЯ

 

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

 

 

Технологический институт

 

 

 

Кафедра Химии и технологии нефти и газа

 

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

 

 

 

К дипломному проекту на тему:

 

Анализ работы установки  предварительного сброса воды ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть».

 

 

Дипломник ____________________________ / Филиппова Н.В./

 

Руководитель ___________________________ / Трушкова Л.В./

 

Консультант _______________________________ / Енева И.Г./

 

Зав. кафедрой ____________________________ / Магарил Р.З./

 

 

Тюмень 2003 г.

 

РЕФЕРАТ

 

 

 

Пояснительная записка к  дипломному проекту содержит 93с., 11 рис., 35табл., 32 источника.

 

Объектом проектирования является установка предварительного сброса воды цеха добычи нефти и  газа НГДУ «Мамонтовнефть» НК «ЮКОС», проектной мощностью по сырью 30 000 м 3 в сутки.

 

Установка предварительного сброса воды предназначена для:

 

- сбора водогазонефтяной  эмульсии, поступающей с кустовых  площадок и разведочных скважин;

 

- сепарации нефти;

 

- обезвоживания нефти;

 

- подготовки пластовых  и других промысловых очистных  сточных вод с последующей  закачкой в пласт;

 

- внешнего транспорта  нефти с месторождения на ЦПС.

 

- внешнего транспорта  газа с месторождения на ГПЗ.

 

Цель проекта: Анализ производственной деятельности установки предварительного сброса воды с целью выявления  резервов для более рационального  использования имеющегося технологического оборудования.

 

На ступени глубокого  обезвоживания используется оборудование, разработки ООО «Уралтехнострой», которое  позволяет получить глубоко обезвоженную нефть. (Содержание воды менее 1 % масс). Нормативное содержание солей не обеспечивается обезвоживанием нефти, требуемого уровня и для подготовки товарной нефти необходимо дополнительное обессоливание на ЦПС.

 

В результате сделанного анализа  выявлено:

 

На установке предварительного сброса воды имеются реальные возможности  для увеличения ее пропускной способности  по жидкости, при этом качество подготовленной нефти не изменится.

 

Используемая для ведения  технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно  поддерживать технологический режим 

 

Технологический режим и  технологическая схема установки  дает возможность, используя только химический способ с использованием деэмульгатора , отделять нефть с  содержанием воды до 1 %.

 

Данный проект решает возникшие  трудности перед НГДУ «МсН» посредством  подготовки части нефти Угутско  – Киняминской группы месторождений  силами НГДУ «Мамонтовнефть» на УПСВ-3.

 

Реализация данного проекта  позволяет увеличить производительность установки предварительного сброса воды в расчете на 2005 год с 16 674,2 м3/сут до 18 649,4 м3/сут (на 12 %). При этом доля загрузки установки сырой нефтью НГДУ «МсН» на 2005 год составит 10 % и имеет тенденцию к увеличению. Коэффициент загрузки установки  по сырью увеличиться к 2005 г. на 6 %. У установки предварительного сброса воды № 3 имеется дополнительный резерв по наращиванию производительности - более 30% по жидкости.

 

Расчет дипломного проекта  показал, что для этих целей не потребуется дополнительного технологического оборудования.

 

При этом сумма капитальных  вложений на реконструкцию окупится за 1 год и 1,5 месяца.

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

Перечень единиц, используемых в проекте, в системе Си

 

Введение

 

1.   Литературный обзор

 

1.1.       Образование  эмульсий и их классификация

 

1.2.       Физико-химические  свойства нефтяных эмульсий

 

1.2.1.    Дисперсность  эмульсий

 

1.2.2.    Вязкость эмульсии

 

1.2.3.    Плотность эмульсии

 

1.2.4.    Электрические  свойства эмульсии

 

1.2.5.    Температура  эмульсии

 

1.3.       Устойчивость  нефтяных эмульсий и их «старение»

 

1.4.       Теоретические  основы обезвоживания нефти

 

1.4.1.    Седиментация  капель воды в нефти 

 

1.4.2.    Процессы укрупнения  капель воды

 

1.5.       Деэмульгаторы,  применяемые для разрушения нефтяных  эмульсий

 

1.6.       Основные  методы разрушения нефтяных эмульсий

 

1.7.       Установки  предварительного сброса воды.

 

2.   Метод производства  и его технико-экономическое обоснование

 

2.1.       Оценка  технического состояния установки  предварительного сброса воды  № 3

 

3.   Характеристика сырья,  готовой продукции и применяемых  реагентов

 

4.   Описание технологической  схемы с автоматизацией. Спецификация  КИП

 

5.   Техническое обеспечение  АСУ ТП

 

5.1.       Объекты  АСУ ТП

 

5.1.1.    Структура контроля  и управления технологическими  объектами

 

5.2.       Функции  АСУ ТП

 

5.2.1.    Функции АСУ  ТП по уровням управления

 

5.3.       Функции  АСУ ТП по уровням управления  технологическими объектами

 

5.4.       Комплекс  технических средств АСУ ТП

 

5.4.1.    Комплекс датчиков, преобразователей, исполнительных  механизмов

 

5.4.2.    Управляющий  вычислительный комплекс

 

5.4.3.    Размещение  и монтаж комплекса технических  средств АСУ ТП

 

6.   Технологический  расчет

 

6.1.       Технологические  параметры УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть»

 

6.2. Поверочный расчёт оборудования

 

6.2.1. Расчёт I ступени сепарации

 

6.2.2.Расчёт отстойников

 

6.2.3. Расчёт II ступени сепарации

 

7.   Материальный баланс  установки предварительного сброса  воды

 

7.1 . Материальный баланс  базовой УПСВ-3 при максимальной  пропускной способности борудования

 

7.2. Материальный баланс  проектной УПСВ-3

 

8.   Безопасность и  экологичностъ проекта

 

8.1.       Обеспечение  безопасности работающих

 

8.1.1.    Опасности и  вредности установки

 

8.1.2.    Характеристика  условий труда

 

8.1.3.    Электробезопасность  и молниезащита

 

8.1.3.1.               Электроснабжение

 

8.1.3.2.               Молниезащита и заземление

 

8.1.3.3.               Расчёт зоны защиты молниеотвода

 

8.2.       Экологическая  оценка проекта

 

8.2.1.    Характеристика  объекта в части выбросов загрязняющих  веществ в атмосферу

 

8.2.1.1.               Расчет максимальных и валовых  выбросов вредных веществ от 

 

источников загрязнений  УПСВ-

 

8.2.2.    Расчет платы  за выбросы загрязняющих веществ  в атмосфер

 

8.2.3.    Размеры санитарно-защитной  зоны с учетом розы ветров

 

8.2.4.    Мероприятия  по предотвращению и уменьшению  аварийных

 

выбросов

 

8.2.5.    Мероприятия  по снижению шума

 

8.2.6. Оценка воздействия  на поверхностные воды

 

8.2.6.1.Оценка возможных  путей загрязнения поверхностных  вод

 

8.2.6.2. Водоотведение

 

8.2.6.3. Характеристика возможных  изменений водных объектов при  эксплуатации УПСВ

 

8.2.7. Оценка воздействия  на почвенно-растительный покров  и грунты

 

8.2.7.1. Характеристика воздействия  на почвенный покров и грунты

 

8.2.7.2. Характеристика нарушений  рельефа

 

8.2.8. Оценка воздействия  на недра и подземные воды

 

8.2.8.1. Анализ возможного  воздействия на недра и подземные  воды

 

8.3. Чрезвычайные ситуации

 

8.3.1. Аварийные ситуации

 

8.3.2. Противопожарные мероприятия

 

8.3.3. Определение поражающих  факторов вероятных чрезвычайных  ситуаций и их воздействия  на элементы объекта

 

8.3.3.1. Определение вероятных  параметров ударной волны при  взрыве газовоздушной или паровоздушной  смеси

 

8.3.3.2. Расчёт взрыва резервуара  вертикального стального ёмкостью 5000 м3 с нефтью

 

8.4. Оценка воздействия  на окружающую среду от проектируемых  сооружений

 

9. Сведения о местонахождении  объекта

 

9.1. Характеристика местности,  на которых размещается объект

 

9.2. Сведения о персонале

 

 

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ ЕДИНИЦ В МЕЖДУНАРОДНОЙ СИСТЕМЕ (СИ), ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В ПРОЕКТЕ

 

 Величина Единицы измерения Сокращенное обозначение единицы Размер единицы

Основные  единицы  

Длина Метр м 

Масса Килограмм кг 

Время Секунда с 

Температура Градус Цельсия оС 

Производные единицы  

Площадь Квадратный метр м2 (1м)2

Объем Кубический метр м3 (1м)3

Плотность (объемная масса) Килограмм на кубический метр кг/м3 (1кг) : (1м)3

Скорость Метр в секунду м/с (1м):(1с)

Давление (механическое напряжение) Паскаль Па (1Н) : (1м)2

Динамическая вязкость Паскаль секунда Па с (1Н)(1с) : (1м)2

Кинематическая вязкость Кв.метр на секунду м2/с (1м)2: (1с)

Количество теплоты, работа, энергия Джоуль Дж (1Н) (1м)

Сила Ньютон Н (1кг)(1м): (1с)2

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

 

 

Установка предварительного сброса воды № 3 (УПСВ) ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть»  ОАО Юганскнефтегаз НК «ЮКОС» расположена  в Нефтеюганском районе, Ханты-Мансийского  автономного округа Тюменской области. В 15 км к востоку от площадки УПСВ проходит магистральная автодорога Тюмень-Сургут.

 

УПСВ-3 ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть»  проектной мощностью по сырью 30 000 м3/ сутки предназначена для:

 

- сбора водогазонефтяной  эмульсии, поступающей с кустовых  площадок и разведочных скважин;

 

- сепарации нефти;

 

- обезвоживания нефти;

 

- подготовки пластовых  и других промысловых очистных  сточных вод с последующей  закачкой в пласт;

 

- внешнего транспорта  нефти с месторождения на ЦПС.

 

- внешнего транспорта  газа с месторождения на ГПЗ.

 

Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти  до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка  ее по системе внешнего транспорта.

 

На УПСВ происходит сепарация  газа, часть которого поступает на компрессорную станцию ГКС и  сдается на ГПЗ. Остаточный газ поступает  на факел низкого давления, где  происходит его сжигание.

 

Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе  водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания  пластового давления.

 

Технологический режим и  технологическая схема установки  дает возможность, используя только химический метод с использованием деэмульгатора, отделять нефть с  содержанием воды до 1%.

 

В связи с уменьшением  объема добычи нефти на Мамонтовском и Ефремовском месторождении  и возникшими трудностями с подготовкой  нефти в НГДУ «Майскнефть» рекомендуется  подготовка части нефти Угутско  – Киняминской группы месторождений  силами УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть» (объем  подготавливаемой нефти на УПСВ регламентируется общим объемом нефти, подготавливаемой на ЦППН НГДУ «МН»). Часть нефти с  месторождения Угутско – Киняминской  группы поступает на УПСВ-3, где происходит предварительный сброс воды (до остаточного  содержания воды в нефти порядка 1-10 %). После УПСВ нефть откачивается на ЦППН НГДУ «Мамонтовнефть», где происходит окончательная подготовка нефти.

 

 

1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

 

На каждом месторождении  наступает такой период, когда  из пласта вместе с нефтью извлекается  пластовая вода. По мере эксплуатации месторождения содержание воды в  нефти постепенно возрастает.

 

Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти. Пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной  степени стойкости, и со временем стойкость эмульсии повышается. Это  является одной из причин того, что  необходимо обезвоживать как можно  раньше с момента образования  эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание  нефти на месторождениях.

 

Второй наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах  его добычи является высокая стоимость  транспорта балласта-пластовой воды. Транспорт обводненной нефти  удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов  содержащейся в нефти пластовой  воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. При увеличении содержания воды в нефти на 15 транспортные расходы возрастают в среднем  на 3-5% при каждой перекачке. /1/

 

Добывающая из скважин  нефть, как правило, имеет в своем  составе пластовую воду (в свободном  или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные  соли -хлористый натрий NaCl, хлористый  кальций СаСl2, хлористый магний MgCl2, причем часто в больших количествах (200 тыс. мг/л воды и более), механические примеси. Эти соли придают водонефтяной смеси довольно высокую коррозионную активность и затрудняют таким образом  ее транспортирование и последующую  переработку. Механические примеси  и соли легко отлагаются с суженных местах, местах поворотов, изгибов, сужая  живое сечение трубок и ухудшая  процесс теплопередачи в теплообменном  оборудовании. Примеси и соли тяжёлых  нефтей концентрируются в тяжёлом  остатке переработки нефти, ухудшая  их качество. В состав нефтей входят также различные газы органического (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан  С4Н10) и неорганического (сероводород H2S, углекислый газ СО2 и гелий  Не) происхождения.

 

В связи с изложенным, возникает  необходимость отделения от нефти  пластовой воды и солей в промысловых  условиях. Вместе с водой при обезвоживании  из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые  являются причиной коррозии и загрязнения  трубопроводов и аппаратов. При  обезвоживании нефти на месторождениях из нее удаляется основная масса  воды, солей и механических примесей, и нефтепроводным управлениям нефть  сдается с содержанием воды, как  правило, не выше 1-2 %. Но эта норма  не остается неизменной и имеется  тенденция к ее снижению до 0,5 % , что  экономически и технологически более  целесообразно.

 

При обезвоживании нефти  на месторождениях – лишь первый этап ее подготовки к переработке. Более  глубокая очистка нефти от пластовой  воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть  интенсивно перемешивают с пресной  водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают.

 

При извлечении нефти и  пластовой воды на поверхность они  неизбежно перемешиваются, образуя  при этом эмульсию. Свойства нефтяных эмульсий, их стойкость в значительной мере зависят от способа добычи нефти  и условий эксплуатации нефтяного  месторождения.

 

Содержание воды, солей  и механических примесей в нефти  важно знать также для определения  количества чистой нефти при передачи ее товаротранспортным организациям. /2/

 

Нормами подготовки нефти  на промыслах, поступающей в магистральный  трубопровод, установлен по ГОСТу Р 51858-2002 , который приведён в табл. 1.

 

 

Таблица 1

 

Физико-химические свойства товарной нефтиНаименование показателя Норма для группы

I П III

Концентрация хлористых  солей, мг/дм3, не более 100 300 900

Массовая доля воды, % не более 0,5 1,0 1,0

Массовая доля механических примесей, % не более 0,05 0,05 0,05

Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.) не более 66,7 (500) 66,7 (500) 66,7 (500)

Содержание хлорорганических соединений Не нормируется. Определение обязательно

Содержание Н2S и RSH Определение факультативно.

 

 

 

 

1.1 Образование эмульсий  и их классификация

 

Вода в нефти появляется в результате поступления к скважине пластовой воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания  давления. При движении нефти и  пластовой воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит их взаимное перемешивание и дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии.

 

Эмульсии представляют собой  дисперсные системы двух жидкостей, не растворимых или малорастворимых  друг в друге, находящихся во взвешенном состоянии в виде мелких капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, называются дисперсной средой, а вторая жидкость, распределенная в дисперсной среде, - дисперсной фазой.

 

При образовании эмульсии увеличивается поверхность дисперсной фазы, поэтому для осуществления  процесса эмульгирования должна быть затрачена определенная работа, которая  концентрируется на поверхности  раздела фаз в виде свободной  поверхностной энергии. Энергия, затраченная  на образование единицы межфазной  поверхности, называется поверхностным (межфазным) натяжением. Глобулы дисперсной фазы имеют сферическую форму, т.к. такая форма имеет наименьшую поверхность и наименьшую свободную  энергию для данного объема. Форму  шара можно исказить лишь сила тяжести  или сила электрического поля.

 

Свободная энергия капель дисперсной фазы способствует их слиянию (коалесценции), но помехой этому  в устойчивых эмульсиях являются стабилизаторы эмульсии.

 

Растворимые в воде (гидрофильные), эмульгаторы способствуют образованию  эмульсий - вода в нефти. Последний  тип, чаще всего встречается в  промысловой практике. К гидрофильным относятся такие поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин, белковые вещества. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах смолы, известковые мыла, а также  мелкодисперсные частицы сажи, глины, песка, окислов металлов, легче смачиваемые  нефтью, чем водой. Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующего  образованию эмульсии противоположного типа, облегчает её расслоение. От концентрации эмульгаторов-стабилизаторов эмульсии в нефти и их состава главным  образом зависит устойчивость образующихся нефтяных эмульсий. Установлено, что  устойчивость, возрастает с увеличением  концентрации стабилизаторов до насыщения  адсорбционного слоя или, до достижения оптимальных структурно-механических свойств слоя. Стабилизаторы входят в контакт друг с другом и с  нефтяной и водной фазами, образуют механически прочные защитные плёнки, препятствующие процессу коалесценции капель воды в нефти. Состав весьма разнообразен. Сюда входят асфальтены, смолы нафтеновых кислот и тяжелых  металлов, парафины, церезины, тонкодисперсные  неорганические вещества, состоящие  из глины, песка и горных пород.

 

По характеру дисперсной фазы и дисперсной среды различают  эмульсии двух типов:

 

первые эмульсии прямого  типа - неполярная жидкость в полярной, когда нефть размещается в  виде мелких капель в воде (Н/В); и  вторые обратного типа - эмульсии полярной жидкости в неполярной, когда вода размещается в виде мелких капелек  в нефти (В/Н).

 

В эмульсиях типа Н/В внешней  фазой является вода, и поэтому  они смешиваются с водой в  любых отношениях и обладают высокой  электропроводностью, а эмульсии типа Н/В смешиваются только с углеводородной жидкостью и имеют низкую электропроводность./3,4/

 

 

 

1.2 Физико-химические свойства  нефтяных эмульсий

 

Для правильного выбора метода разрушения нефтяных эмульсий важно  знание их основных физико-химических свойств.

 

 

 

1.2.1 Дисперсность эмульсий

 

Дисперсность эмульсий - это  степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде. Дисперсность является основной характеристикой  эмульсий определяющей их свойства.

 

Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях изменяются от 0,1 до 100 мкм (10-5 -10-2 см).

 

Дисперсные системы, состоящие  из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капелек различного диаметра, - полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, т.е. к системам, содержащим частицы различных размеров. Размер капель воды в эмульсии обычно обратно  пропорционален количеству затраченной  энергии, и чем больше этой энергии, тем меньше диаметр капель, следовательно, больше их суммарная удельная поверхность.

 

 

1.2.2 Вязкость эмульсии

 

Вязкость эмульсии зависит  от вязкости самой нефти, температуры, при которой получается эмульсия, количества воды, содержащейся в нефти, степени дисперсности, присутствия  механических примесей. Вязкость нефтяных эмульсий не обладает аддитивным свойством, т.е. вязкость эмульсии не равна сумме  вязкости воды и нефти.

 

С увеличением обводнённости  до определённого значения вязкость эмульсии возрастает и достигает  максимума при критической обводнённости, характерной для данного месторождения. При дальнейшем увеличении обводнённости  вязкость эмульсии резко уменьшается. Критическое значение коэффициента обводнения называется точкой инверсии, при которой происходит обращение  фаз, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В. Значение точки  инверсии для разных месторождений  колеблется от 0,5 до 0,95 г.

 

1.2.3 Плотность эмульсии

 

Плотность эмульсии можно  рассчитать, если известны плотность  нефти и воды и их содержание в  эмульсии, по следующей формуле:

 

рэ = рH(1-W) + рBW, (1)

 

где рн - плотность нефти, кг/м3;

 

рв - плотность воды, кг/м3;

 

W - содержание воды в  объёмных долях.

 

1.2.4 Электрические свойства  эмульсии

 

Нефть и вода, взятые в  чистом виде, хорошие диэлектрики. Электропроводность нефти колеблется от 0,5 10-6 до 0,5 10-7 Ом м-1, пластовой воды – от 10-1 до 10 Ом м-1. Даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или  кислот электропроводность увеличивается  в десятки раз. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обусловливается  не только количеством содержащейся воды и степенью её дисперсности, но и количеством растворенных в  этой воде солей и кислот.

 

В нефтяных эмульсиях, помещённых в электрическое поле, капельки воды располагаются вдоль его силовых  линий, что приводит к резкому  увеличению электропроводности этих эмульсий. Это объясняется тем, что капельки чистой воды имеют приблизительно в 40 раз большую диэлектрическую  проницаемость, чем капельки нефти.

 

Свойства капелек воды располагаться в эмульсиях вдоль  силовых линий электрического поля и послужило основной причиной использования  этого метода для разрушения нефтяных эмульсий.

 

Температура эмульсии

 

Чем выше температура, чем  меньше вязкость нефти, тем менее  устойчива эмульсия. Это особенно заметно для парафинистых нефтей. С понижением температуры частицы  парафина выделяются, легко адсорбируясь на поверхности водяных капель, стойкость  эмульсии повышается. Этим объясняется  резкое увеличение устойчивости эмульсии на многих нефтяных месторождениях зимой. /5/

 

1.3 Устойчивость нефтяных  эмульсий и их "старение"

 

 

 

Важным показателем для  нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность в течение определенного  времени не разрушаться и не разделяться  на нефть и воду.

 

На устойчивость нефтяных эмульсий влияют; дисперсность системы, физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела  фаз адсорбционные защитные оболочки, наличие на капельках дисперсной фазы двойного электрического заряда, температура и время существования  эмульсии.

 

По дисперсности нефтяные эмульсии делятся на мелкодисперсные  с размером капель воды от 0,2 до 20 мкм, среднедисперсные, содержащие капли  размером от 20 до 50мкм; грубодисперсные - с каплями воды размером от 50 до 100 мкм. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии.

 

На устойчивость эмульсий огромное влияние оказывают стабилизирующие  вещества (естественные ПАВ), называемые эмульгаторами.

 

Устойчивость зависит  также от заряда на поверхности капель воды, образующего за счёт их движения двойной электрический слой, защищающий эти капли от слипания подобно  адсорбционным оболочками. Капли, имеющие  на своей поверхности одинаковые заряды, будут взаимно отталкиваться.

 

Чем выше температура, тем  менее устойчива нефтяная эмульсия.

 

Эмульсии способны "стареть", т.е. повышать свою устойчивость со временем. Процесс «старения» нефтяных эмульсий в начальный период происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется  и часто уже через сутки  прекращается. Свежие эмульсии легче  поддаются разрушению и поэтому  обезвоживание и обессоливание  нефтей необходимо проводить на промыслах./3,4/

 

 

 

1.4 Теоретические основы  обезвоживания нефти

 

 

 

Электронно-ионные технологии применяются при обезвоживании  сырой нефти и нефтепродуктов. Вода в нефть попадает при добыче нефти из нефтяных скважин, а также  в ходе технологических процессов  переработки нефти в нефтепродукты. Для обеспечения высокого качества нефтепродуктов необходимо в ходе технологического процесса обезвоживания вывести  в максимально доступном количестве соли и воду из нефти.

 

Удаление воды из нефти  может происходить в результате организации направленного движения капель воды из объема нефти.

 

Первым направлением является использование седиментации капель воды. Иными словами, в процессе отстоя капли воды под действием силы тяжести осаждаются на дно резервуара.

 

Второе направление - зарядка  и организация движения частиц воды в электрическом поле таким образом, чтобы капли воды ушли за пределы  объема нефти.

 

Капельки воды могут под  действием сил электрического поля собираться на электродах или специальных  пористых перегородках и стекать  на дно сосудов. Удаление воды со дна  резервуара производится путем слива.

 

Удаление воды из нефти  основано на том, что вода имеет большую  плотность, чем нефть, и в процессе отстоя капли воды падают на дно  резервуара. Нефть всплывает и  остается в верхней части резервуара. Эффективность процесса удаления воды из объема нефти зависит от вязкости нефти. Вязкость определяется температурой, и, чем выше температура, тем меньше вязкость и больше скорость седиментации. Также скорость процесса зависит  в значительной мере от размера капель воды: чем больше радиус капли, тем  выше скорость оседания капель.

 

1.4.1 Седиментация капель  воды в нефти

 

Установившаяся скорость оседания капель воды в нефти определяется из условия равенства внешней  силы F, действующей на каплю, силе сопротивления  среды движению капли. Внешняя сила, действующая на каплю, находящуюся  в нефти, равна разности между  силой тяжести и архимедовой  силой (силой плавучести)

 

Fвн =  π а3 g Δρ (2)

 

где а - радиус капли,

 

g = 9,8 м/с2 - ускорение свободного  падения, 

 

Δρ - разность значений плотности  воды и нефти (Δρ = ρв - ρн).

 

В силу большой вязкости нефти  и малых размеров капель воды их осаждение происходит в пределах стоксовского диапазона числа Рейнольдса (Rе ≤ 0,5) и сила сопротивления  среды определяется по формуле Стокса

 

Fс = 6 π μэф а Vc (3)

 

где Vc - скорость седиментации (осаждения);

 

μэф - эффективная вязкость среды.

 

Эффективная вязкость в формуле (3) отличается от вязкости среды (нефти) из-за того, что движение капли относительно нефти вызывает циркуляцию воды в  капле и это приводит к некоторому уменьшению сопротивления среды  по сравнению с движением твердой  сферической частицы. Тогда