Методы разрушения водонефтяных эмульсий.

 

Все существующие методы подразделяют на три группы – механические, термохимические и электрохимические. Общим для всех этих методов является стремление достичь максимальной скорости осаждения ω₀ взаимодействием в той или иной степени на параметры, определяющие ее по формуле 1.

1. Механические методы. Простейшим из них является гравитационное отстаивание в сосудах большой емкости, где нефть пребывает в течение 1-2 ч. Метод малопроизводителен и в чистом виде практически не применяется.

2. Термохимический метод. Заключается в вводе в систему деэмульгатора (химического вещества), разрушающего защитную сольватную оболочку вокруг глобул воды, с осаждением коалесцированных капель воды в нагретой нефти. Метод позволяет существенно увеличить скорость осаждения капель за счет снижения плотности и вязкости нефти (нагрев до 60-100⁰С) и ускорения укрупнения капель воды.

Деэмульгатор вводят в поток нефти в количестве 5-50 г/т нефти.

Термохимический метод в чистом виде используют обычно на промыслах как метод обезвоживания нефти с большой глубиной обессоливания.

3. Электрохимический метод. Этот метод заключается в пропускании нефти через электрическое поле, преимущественно переменной промышленной частоты и высокого напряжения (15-44 кВ). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, а результате частой смены полярности электродов увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения. Это позволяет достичь глубокой очистки нефти от воды (до 0,1% мас.).

В промысловой практике применяется электрохимический способ обезвоживания нефтей. Пластовая вода извлекается вначале в отстойниках промысла (термохимический метод), а диспергированная ее часть – в электродегидраторах (электрический способ). Нефть, поставляемая с промыслов в магистральные нефтепроводы, должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 51858-2002 по качеству.

Для достижения глубокого обессоливания нефти электротермо-химический способ осуществляют в две или три ступени с противоточной подачей свежей воды (установки ЭЛОУ НПЗ). При смешении нефти с пресной водой создается искусственная эмульсия (но с низкой соленостью), которую затем разрушают. Число ступеней обессоливания нефти определяется содержанием солей в исходной нефти и устойчивостью эмульсии.

После глубокой очистки на установках ЭЛОУ нефтеперерабатывающих заводов поддерживается содержание воды менее 0,1% мас., солей – менее 5 мг/л; такая нефть пригодна для переработки.

 

Требования, предъявляемые к нефти перед транспортом. Товарная нефть

 

В соответствии с ГОСТР51858-2002 условное обозначение товарной нефти, поставляемой в магистральные нефтепроводы, состоит из четырех цифр:

Класс нефти (по содержанию серы).

Тип нефти (по плотности, а при поставке на экспорт – дополнительно по выходу фракций и массовых долей парафина).

Группа нефти (по степени промысловой подготовки).

Вид нефти (по содержанию сероводорода и легких меркаптанов).

По этим признакам регламентированы следующие классификационные нормы:

Класс нефти (по содержанию серы, % мас.):

1) малосернистая ( 0,60);

2) сернистая (0,61-1,80);

3) высокосернистая (1,81-3,50);

4) особо высокосернистая (> 3,50).

 

 

Тип нефти

Показатель	(особо легкая)	(легкая)	(средняя)	(тяжелая)	(битуминозная)
Россия	экспорт	Россия	экспорт	Россия	экспорт	Россия	экспорт	Россия	экспорт
1. Плотность, кг/м3, при температуре: 200С 150С	<830,0 <834,5	830,1-850,0 834,6-854,4	850,1-870,0 854,5-874,4	870,1-895,0 874,5-899,3	>895,0 >899,3
2.Выход фракции, % не менее, при температуре до: 2000С 3000С 3500С	- - -		- - -		- - -		- - -	- - -	- - -	- - -
3. Массовая доля парафина, % не более	-	6,0	-	6,0	-	6,0	-	-	-	-

Группа нефти

 

Показатель	Норма для группы
1. Массовая доля воды, % не более	0,5	0,5	1,0
2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
Показатель
3. Массовая доля механических примесей, % не более	0,05	0,05	0,05
4.Давление насыщеных паров, кПа, не более	66,7	66,7	66,7
5.Содержание хлорорганических соединений во фракции выкипа-ющей до 204оС, ppm, не более

 

Вид нефти

 

Показатель	Норма для вида
1. Массовая доля сероводорода млн-1 (ррm), не более
2. Массовая доля метил-и этилмеркаптанов, ррm, не более