Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Литературный обзор. Глубокое обезвоживание и обессоли-вание нефти - первый этап химико-технологической защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования установок первичной переработки нефти 11
1.1. Вредные примеси нефти, оказывающие коррозионное воздействие при ее переработке. Требования, предъявляемые к поступающей на переработку нефти 11
1.2. Эмульсии нефти с водой, причины образования, устойчивость. Классификация нефтей по эмульсионности 16
1.3. Способы разрушения эмульсий 25
1.3.1. Термические способы разрушения эмульсий 25
1.3.2. Механические способы разрушения эмульсий 27
1.3.3. Физико-химические способы разрушения эмульсий 29
1.3.4. Электрическое деэмульгирование 31
1.3.5. Нетрадиционные методы разрушения водонефтяных эмульсий 34
1.4. Глубокое обезвоживание и обессоливание нефтей на электро-обессоливающих установках (ЭЛОУ) 37
1.5. Деэмульгаторы водонефтяных эмульсий 46
1.6. Химико-технологические методы защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования установок первичной переработки нефти 55
1.6.1. Защелачивание обессоленной нефти 56
1.6.2. Нейтрализующие реагенты и ингибиторы коррозии 59
1.7. Совместная подготовка карбоновой и девонской нефтей 62
Глава 2 Лабораторные исследования по глубокому обезвоживанию и обессоливанию карбоновой и девонской нефтей и их смесей 65
2.1. Исследование физико-химических свойств карбоновой и девонской нефтей и их смеси 65
2.2. Оценка эмульсионности карбоновой и девонской нефтей и их смесей 69
2.3. Оценка эффективности различных деэмульгаторов при разрушении водонефтяных эмульсий исследуемых нефтей 75
2.4. Разработка новой эффективной композиции ПАВ для разрушения водонефтяных эмульсий исследуемых нефтей 83
Глава 3 Исследования по технологии глубокого обезвоживания и обессоливания на пилотной ЭЛОУ карбоновой и девонской нефтей татарских месторождений и их смеси в соотношении 1:1 89
3.1. Пилотная электрообессоливающая установка (ЭЛОУ) «ВНИ-ИНП» 91
3.2. Статистический анализ экспериментальных данных по обезвоживанию и обессоливанию карбоновой нефти 95
3.3. Статистический анализ экспериментальных данных по обезвоживанию и обессоливанию девонской нефти 101
3.4. Статистический анализ данных обезвоживания и обессоливания смеси карбоновой и девонской нефтей в соотношении 1:1. 107
Глава 4 Разработка технологии химико-технологической зашиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования атмосферных колонн проектируемой установки ЭЛОУ-АВТ-7 126
4.1. Исследования по оптимизации защелачивания обессоленной нефти 130
4.2. Исследование распределения азота в бензиновых и керосиновой фракциях при химико-технологической защите от коррозии с применением реагентов «Геркулес» 145
4 4.3 Принципиальная технологическая схема узла приготовления и подачи реагентов для химико-технологической защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования атмосферных колонн блока АВТ 151
Выводы 155
Список литературы
- Эмульсии нефти с водой, причины образования, устойчивость. Классификация нефтей по эмульсионности
- Глубокое обезвоживание и обессоливание нефтей на электро-обессоливающих установках (ЭЛОУ)
- Оценка эффективности различных деэмульгаторов при разрушении водонефтяных эмульсий исследуемых нефтей
- Статистический анализ экспериментальных данных по обезвоживанию и обессоливанию девонской нефти
Введение к работе
Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических), соединений серы и кислот приводит, вследствие гидролиза и крекинга при переработке нефти, к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников колонн.
Основными источниками сопряженной хлористоводородной и сероводородной коррозии конденсационно-холодильного оборудования установок первичной переработки нефти являются: - остаточные (после подготовки на электрообессоливающей установке - ЭЛОУ) неорганические хлориды: в большей степени хорошо гидролизуемые в условиях перегонки нефти хлориды Са и Mg, в меньшей степени - мало- гидролизуемый хлорид Na; хлорорганические соединения, как природного происхождения (в асфальто-смолистой части нефти), так и внесенные на месте добычи (органические хлориды, вводимые, в частности, для увеличения нефтеотдачи пласта, промывки скважин и т.п.); серосодержащие соединения; органические и неорганические кислоты.
Защиту конденсационно-холодильного оборудования установок первичной перегонки нефтей AT (АВТ) от коррозионного воздействия неорганических хлоридов, хлорорганических соединений и кислот предлагается обеспечивать внедрением следующего комплекса химико-технологических мероприятий: глубокое обезвоживание и обессоливание нефти на оптимизированной ЭЛОУ с использованием современных высокоактивных нефтерастворимых деэмульгаторов, эффективных и надежных электродегидраторов и смесителей промывной воды с нефтью; подача требуемого количества щелочи (NaOH) оптимальной концентрации в сырую нефть перед ЭЛОУ (при необходимости) и в обессоленную нефть (перед AT или АВТ) с использованием оборудования для введения и эффективного смешения водных растворов NaOH с сырой и обессоленной
6 нефтью; - подача в шлемовые линии атмосферных колонн современных нейтрализующих аминов и пленкообразующих ингибиторов коррозии с использованием оборудования для точного дозирования реагентов и их эффективного инжектирования в потоки; - применение современных сертифицированных аналитических и физико-химических методов, оборудования и приборов для мониторинга коррозии, обеспечивающих получение достоверной информации по коррозионной ситуации оборудования.
На основании приведенного выше подхода глубокое обессоливание поступающих на переработку нефтей следует рассматривать как первый этап химико-технологической защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования установок первичной подготовки нефти.
В последние годы в республике Татарстан в связи с увеличением доли карбоновых нефтей в общем объеме добычи нефти появилась проблема их вовлечения в переработку, как в чистом виде, так и в смеси с девонскими нефтями, в связи с тем, что они характеризуются высокой эмульсионностью, повышенной плотностью, вязкостью и кислотностью, а также высоким содержанием серы (3,8 % масс.) и сероводорода (8,4 ррт). Как ожидается, это создаст трудности при подготовке на ЭЛОУ карбоновых нефтей и их смесей с девонскими, а также усложнит коррозионную ситуацию, в частности, в технологических потоках при первичной переработке нефти.
Цель настоящей работы состояла в разработке эффективной системы химико-технологической защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования атмосферных колонн установки первичной переработки карбоновой и девонской нефтей Татарских месторождений и их смесей.
Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:
1) Разработать технологию глубокого обезвоживания и обессоливания на электрообессоливающей установке (ЭЛОУ) карбоновой и девонской нефтей и их смесей, в частности: исследовать свойства карбоновой, девонской нефтей и их смесей. Изучить устойчивость их водонефтяных эмульсий, разработать рекомендации по условиям их разрушения. исследовать действие различных деэмульгаторов и их композиций на агре-гативную устойчивость водонефтяных эмульсий карбоновой и девонской нефтей и их смесей. Разработать эффективный деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий исследуемых нефтей и их смесей. провести исследования на пилотной электрообессоливающей установке (ЭЛОУ) с целью разработки оптимальных технологических параметров процесса и технологической схемы установки.
2) Выполнить исследования по обеспечению современной эффективной системы химико-технологической защиты оборудования от коррозии с учетом особенностей карбоновой и девонской нефтей и повышенных требований к сырью процессов по технологической цепочке их переработки, в частности: ограничению содержания азота в легких фракциях и натрия в остаточном продукте блока АВТ. Для этого, в частности; необходимо было: - разработать эффективную технологию защелачивания обессоленной нефти, обеспечивающую минимизацию расхода щелочи. - исследовать распределение азота в легких фракциях при применении рекомендованных современных азотсодержащих органических нейтрализа торов и ингибиторов коррозии.
Научная новизна.
Установлена аномальность эмульсионности при смешении девонской и карбоновой нефтей Татарских месторождений в условиях процесса глубокого обезвоживания и обессоливания. Показано, что аномальность эмульсионности вызвана изменением агрегативнои устойчивости эмульсии за счет ее стабилизации сульфидом железа, образующимся при смешении нефтей.
Разработан новый деэмульгатор, превосходящий существующие по эффективности при разрушении водонефтяных эмульсий исследуемых нефтей.
Впервые на пилотной ЭЛОУ экспериментально исследованы технологические условия глубокого обессоливания и обезвоживания карбоновой и девонской нефтей и их смеси. Выявлены основные закономерности процесса. Методом математической статистики разработаны статистические модели процесса глубокого обезвоживания и обессоливания карбоновой и девонской нефтей и их смеси.
Впервые при применении современных азотсодержащих органических нейтрализаторов и ингибиторов коррозии получены данные по распределению азота в легких фракциях процесса первичной переработки нефти.
Практическая ценность и реализация в промышленности.
Полученные в настоящей работе данные использованы ОАО «ВНИ-ИНП» при разработке «Исходных данных для проектирования блока ЭЛОУ и системы химико-технологической защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования атмосферных колонн установки ЭЛОУ-АВТ-7 Нижнекамского НПЗ», принятых проектным институтом ОАО «ВНИПИ-нефть» для внедрения при проектировании.
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на семинарах кафедры технологии переработки нефти (г. Москва, 2006 г.); на VII Международной конференции по интенсификации нефтехимических процессов «Нефтехимия 2005» (г. Нижнекамск, 2005 г.), на Школе-конференции молодых ученых по нефтехимии (г.Звенигород, 2004 г.); на П-ой Российской конференции «Актуальные проблемы нефтехимии» (г. Уфа, 2005 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в т.ч.: статей в научно-технических журналах - 2, тезисов докладов - 6.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы и приложения. Работа изложена на 171 странице, включает 46 рисунков, 27 таблиц. Список литературы содержит 150 наименований.
Во введении обосновывается актуальность постановки работы, сформулированы ее цели, задачи, научная новизна и практическая ценность.
Первая глава посвящена аналитическому обзору литературы.
Приведена характеристика водонефтяных эмульсий, механизм их образования, классификация, физико-химические свойства и способы разрушения.
Приведены литературные данные по глубокому обессоливанию и обезвоживанию нефтей на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ), по основному оборудованию для его осуществления.
Проанализировано состояние работ по подготовке к переработке высокоэмульсионного смесевого сырья и химико-технологической защите кон-денсационно-холодильного оборудования установок AT (АВТ).
Во второй главе приведены экспериментальные данные лабораторных исследований по глубокому обезвоживанию и обессоливанию карбоновой, девонской нефтей Татарских месторождений и их смеси в соотношении 1:1.
Приведены результаты исследования физико-химических характеристик карбоновой и девонской нефтей и их смесей, устойчивости их водонефтяных эмульсий, разработаны рекомендации по условиям их разрушения.
Представлены результаты исследований эффективности различных де-эмульгаторов для разрушения водонефтяных эмульсий исследуемых нефтей. Приведены результаты исследований по разработке нового высокоэффективного деэмульгатора.
Третья глава посвящена исследованиям на пилотной ЭЛОУ «ВНИ-ИНП» по глубокому обезвоживанию и обессоливанию карбоновой, девонской нефтей и их смеси в соотношении 1:1.
Приведены результаты исследований, представлены результаты регрессионного анализа экспериментальных данных, позволившие подобрать оптимальные величины параметров технологического режима процесса подготовки нефтей на ЭЛОУ и подобрать оборудование для его осуществления применительно к проектируемой на Нижнекамском НПЗ установки первичной переработки нефти.
В четвертой главе рассмотрены вопросы, связанные с разработкой оптимальной схемы химико-технологической защиты от коррозии конденсаци-
10 онно-холодильного оборудования атмосферных колонн с применением известных антикоррозионных реагентов типа «Геркулес».
Представлены результаты опытно-промышленных испытаний эффективности статического смесителя, обеспечившего тщательное смешение водного раствора щелочи с обессоленной нефтью.
В главе приведены результаты исследований распределения азота в легких фракциях при применении современных азотсодержащих органических нейтрализаторов и ингибиторов коррозии.
В главе приведена разработанная технология химико-технологической защиты от коррозии конденсационно-холодильного оборудования установки ЭЛОУ-АВТ-7 при переработке карбоновой и девонской нефтей Татарский месторождений.
Работа выполнялась в соответствии с "Программой развития нефтега-зохимического комплекса РТ на 2004-2008 г.г.", Техническим заданием ОАО "ВНИПИнефть" на разработку проекта установки ЭЛОУ-АВТ-7 по подготовке и первичной переработке карбоновой и девонской нефтей и их смеси на Нижнекамском НПЗ.
Работа выполнена на кафедре технологии переработки нефти РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и в Лаборатории технологии подготовки нефтей к переработке ОАО "ВНИИНП".
Автор выражает глубокую благодарность своим научным руководителям: доктору технических наук, профессору Капустину В.М.; кандидату технических наук, старшему научному сотруднику Хуторянскому Ф.М., сотрудникам лаборатории подготовки нефтей к переработке ОАО «ВНИИ НП» и руководству компании «Колтек Интернешнл» за ту неоценимую большую помощь, которая была оказана ими при работе над диссертацией.
Эмульсии нефти с водой, причины образования, устойчивость. Классификация нефтей по эмульсионности
Совершенно очевидно, что из всех посторонних примесей, сопровождающих нефть, именно эмульгированная буровая вода и растворенные в ней соли причиняет наибольшие неприятности промыслам, нефтепроводам и нефтезаводам. Именно поэтому проблема промышленного разрушения нефтяных эмульсий, часто называемая также проблемой деэмульгирования нефтей или проблемой обезвоживания и обессоливания, возникла почти одновременно с промышленной нефтепереработкой [1]. При наличии в скважине нефти и воды, т.е. одновременно присутствия двух взаимно нерастворимьйс жидкостей, механическое перемешивание этих жидкостей, неизбежное при добыче нефти любым способом, приводит к дроблению жидкостей на капли - этому главному условию образования эмульсии вообще. Пластовая вода сопутствует нефти на всех месторождениях, однако водонефтяные эмульсии, как правило, в пласте не встречаются. Это подтверждено эксплуатацией опытных скважин с раздельным отбором нефти и воды. Образование эмульсий начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысловым коммуникациям, т.е. эмульсии образуются там, где происходит непрерывное перемешивание нефти и воды. 17 В первую очередь образование водонефтяных эмульсий зависит от способа добычи нефти. После прохождения нефти с пластовой водой через штуцера, газовые сепараторы, центробежные насосы скорость потока и турбулентность возрастают, что приводит к уменьшению диаметра капель воды в десятки и сотни раз. Конфигурация и качество выкидных линий оказывает сильное влияние на степень эмульгирования воды с нефтью. Колена, острые углы и различные фитинги, встречающиеся на пути смеси жидкостей в трубопроводе, способствуют образованию эмульсий. Отложения парафина в подъемных трубах и выкидных линиях сужают сечение трубопроводов и также способствуют диспергированию воды в нефти и образованию эмульсий.
Устойчивой нефтяной эмульсией называется внешне однородная смесь нефти и воды, в которой одна из жидкостей равномерно распределена в другой в виде микроскопических капель, не сливающихся или почти не сливающихся друг с другом. Такая смесь нефти и воды самопроизвольно не разделяется по удельному весу на два слоя или разделяется крайне медленно [13]. Для ускорения разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду требуется применение специальных мер.
Все двухфазные дисперсные системы делятся на две группы по величине удельной свободной межфазной энергии, измеряемой поверхностным натяжением с . К первой группе относятся лиофобные дисперсные системы - термодинамически агрегативно неустойчивые, характеризующиеся некоторым временем существования, с относительно высоким межфазным натяжением с сгт, большим граничного значения см. Ко второй группе относятся лиофильные дисперсные системы - термодинамически устойчивые, самопроизвольно образующиеся эмульсии со значением межфазной поверхностной энергии, меньшим граничного значения стм. Лиофильные системы являются полуколлоидами (семиколлоидами) и характеризуются высокой дисперсностью. Предельный случай лиофильных систем соответствует безграничной взаимной растворимости, когда а = 0, т. е. образованию однофазной системы — истинного раствора, обычного, или высокомолекулярного, в данной среде.
Непрерывный переход от лиофобных к лиофильным системам, т.е. от грубодисперсных систем через полуколлоиды к истинным растворам может быть осуществлен различными путями. Лиофильные эмульсии, например, могут образоваться непосредственно из обычных лиофобных эмульсий типа «масло в воде» при введении поверхностно-активного компонента (мыла) в достаточно большом количестве. При этом межфазное натяжение, становится меньше критического значения и самопроизвольное эмульгирование происходит в результате своеобразного обращения фаз: наружная среда — вода поглощается масляной фазой, содержащей большое количество коллоидально растворенного мыла.
Образование обычных лиофобных эмульсий происходит не только, при механическом воздействии на систему, но и при действии на каплю силы, способствующей уменьшению прочности стабилизирующей оболочки; так, под действием электрического поля высокого напряжения наряду с деэмульгиро-ванием происходит диспергирование воды в масле.
Конечно, далеко не всегда вся добываемая нефть извлекается из скважины в виде стойкой эмульсии, даже при большом притоке воды в скважину. В этом случае вода сравнительно легко отделяется путем обычного отстаивания [14]. Гораздо чаще извлекаемая из скважины жидкость быстро расслаивается на буровую воду, эмульсию и практически безводную нефть. Нр присутствие в извлекаемой жидкости промежуточного слоя неизбежно. Чем выше устойчивость эмульсии, тем труднее процесс деэмульсации. На устойчивость водонефтяных эмульсий значительное влияние оказывают следующие факторы: дисперсность систем, физико-химические свойства систем, наличие эмульгаторов, температура эмульсии и т.д.
Глубокое обезвоживание и обессоливание нефтей на электро-обессоливающих установках (ЭЛОУ)
В литературе [71] имеются сведения о возможности каталитической деэмульсации нефтей. Разрушение эмульсии происходит под воздействием пары из блок-сополимера и многофункционального реагента, в которой последний выступает в роли межфазного катализатора, обеспечивающего перенос деэмульгатора на границу раздела фаз и последующий перевод ряда органических соединений, а также хлор-иона в водную фазу. 1.4. Глубокое обезвоживание и обессоливание нефтей на электрообессо-ливающих установках (ЭЛОУ)
Глубокое обессоливание нефти (до остаточного содержания хлоридов 3 мг/дм3) обеспечивает стабильную работу установок первичной переработки нефти, снижает коррозионный износ оборудования. Глубина обессоливания сырой нефти на ЭЛОУ существенно влияет на удаление хлористых солей и металлов из нефти, их содержание в гудроне установок АВТ [72]. При глубоком обессоливании нефти обеспечивается значительное снижение содержание таких металлов, как натрий и кальций, а также частичное удаление калия, магния, железа и никеля. Удаление соединений металлов способствует уменьшению зольности в продуктах переработки нефти (мазут, кокс и т.д). Особенно важным является максимальное удаление из нефти таких металлов, как никель и натрий, который, попадая в вакуумный дистиллят - сырье установок каталитического крекинга, способствуют дезактивации катализатора и снижению селективности процесса. Это приводит к уменьшению глубины крекинга и выхода бензина вследствие большего коксо- и газообразования [73]. Наибольшее снижение содержания металлов в нефти и хлористых солей в гудроне наблюдается при достижении на ЭЛОУ глубокого обессоливания нефти до остаточного содержания хлористых солей 1-3 мг/дм3.
На НПЗ нефть очищают на ЭЛОУ в несколько ступеней (обычно в двух, реже в одной или трех). Главный элемент технологической схемы -электродегидратор, в котором водонефтяная эмульсия разрушается в электрическом поле напряженностью 1-3 кВ/см, создаваемом между двумя горизонтальными электродами, которые подвешены на изоляторах на середине высоты аппарата. Эмульсия вводится в меж- или подэлектродную зону.
Существует несколько типов и конструкций электродегидраторов, отличающихся формой, габаритами и принципом работы. Имеются электроде-гидраторы вертикальные, шаровые и горизонтальные с электродами разных конструкций и различными системами ввода сырья в электрическое поле [4, 5,6,12,17,44,74,75].
Электрическое поле в электродегидраторах создается между подвешенными примерно на половине высоты аппаратов горизонтальными электродами, к которым подводится высокое напряжение 11-22 кВ. Расстояние между электродами, в зависимости от конструкции электродегидраторов, колеблется в пределах 120-400 мм. На ЭЛОУ НПЗ в России эксплуатируются несколько типов электродегидраторов: Вертикальные электродегидраторы:
Представляют собой установленные вертикально цилиндрические емкости диаметром 3 м с полусферическими днищами. Сырье в электродегидраторы вводится через установленную по оси аппарата вертикальную трубу, оканчивающуюся в зоне между электродами распределительной головкой, обеспечивающей поступление эмульсии в межэлектродное пространство в виде тонкой веерообразной горизонтальной струи [76]. Основным недостатком вертикальных электродегидраторов является их низкая производительность, обусловленная малым объемом аппаратов. Несмотря на сравнительно небольшую производительность ЭЛОУ (1-1,5 млн.т./год), в состав которых они входят, приходится эксплуатировать параллельно в одной ступени по 6 12 электродегидраторов, что экономически нецелесообразно и, что не менее важно, усложняет обслуживание установки. Применяются ограниченно: на устаревших и малотоннажных установках. Шаровые электродегидраторы;
Представляют собой сферические емкости диаметром 10,5 м. Их внутреннее устройство примерно такое же, как и вертикальных. Основное отличие состоит в том, что в шаровых электродегидраторах имеются три сырьевых ввода, расположенных равномерно вокруг вертикальной оси аппарата на расстоянии 3 м от нее, и соответственно - три пары электродов [4]. Производительность шаровых электродегидраторов, поскольку они имеют большой объем, в десятки раз превышает производительность вертикальных. Следует отметить, что шаровые электродегидраторы, несмотря на их большую производительность, имеют ряд недостатков. Они громоздки и трудоемки в изготовлении. Кроме того, шаровые электродегидраторы не могут работать при высоких температуре и давлении, так как это связано со значительным увеличением толщины их стенок.
Шаровые электродегидраторы на ряде НПЗ модернизированы (объеде-нены электродные системы, оборудован нижний ввод сырья и т.д.), что позволило повысить их эффективность и удельную производительность [77].
Горизонтальные электродегидраторы;
Представляют собой горизонтальные, цилиндрические емкости диаметром 3,0-3,4 м и длиной, определяемой производительностью аппарата. Эти электродегидраторы по сравнению с шаровыми имеют ряд преимуществ. Так, при практически одинаковой толщине стенки корпусов шаровых и горизонтальных электродегидраторов расчетное давление последних (поскольку меньший диаметр) в 3 раза выше, чем шаровых. Это позволило встраивать горизонтальные электродегидраторы в блоки установок первичной переработки нефти и устранить таким образом необходимость применения дополнительного дожимного насоса после блока ЭЛОУ [75].
Оценка эффективности различных деэмульгаторов при разрушении водонефтяных эмульсий исследуемых нефтей
Учитывая, что при смешении исследуемых нефтей наблюдалось увеличение агрегативной устойчивости, важным технологическим параметром процесса их подготовки является подбор эффективного деэмульгатора. Поэтому, следующей стадией исследований было определение эффективности различных деэмульгаторов (как импортных, так и отечественного производства) для разрушения водонефтяной эмульсии исследуемых нефтей и их смеси.
До настоящего времени отсутствуют физико-химические методы, позволяющие полностью прогнозировать действие деэмульгатора на определенную эмульсию. Это особо актуально для современных нефтерастворимых деэмульгаторов, обладающих избирательной активностью к эмульсиям различных нефтей. Следовательно, в исследовании технологии обессоливания нефти особое значение имеет подбор эффективного деэмульгатора. Эффективность деэмульгатора для каждой конкретной эмульсии определяют обычно эмпирически. Для этого могут быть использованы следующие методы: термохимический, с применением электрополя, центрифугирования и по потенциалу электрической стабильности эмульсии [5].
В настоящей работе испытания эффективности деэмульгаторов осуществляли в статических условиях при термохимическом разрушении искусственных водонефтяных эмульсий по известной методике "бутылочный тест".
Ниже приведены основные этапы тестирования деэмульгаторов: 1. Создание искусственной 5% эмульсии, путем диспергирования воды в объеме нефти при помощи миксера. 2. Перенос приготовленной искусственной нефтяной эмульсии в бутылки для тестирования (по 100 мл). 3. Перед добавлением деэмульгатора (в товарной форме) бутылки помещали в водяную баню, где была установлена заданная температура разрушения эмульсий (70С). Когда температура сырой нефти в бутылках достигала требуемого значения, в бутылки добавляли испытываемые деэмульгаторы. 4. После подачи реагента бутылки с эмульсией встряхивали 40 раз (для смешивания). 5. Количество выделившейся из эмульсии воды, регистрировали через определенное время (1 час). Также производили визуально оценку качества отделившейся воды и состояния поверхности раздела фаз (нефть-вода); 6. Затем производили центрифугирование образцов эмульсии.
Центрифугирование обезвоженной в результате лабораторных испытаний нефти является очень важной частью "бутылочного" тестирования, так как оно показывает количество остаточной эмульсии в обезвоженной нефти после ее обработки деэмульгатором. Этот показатель свидетельствует об эффективности деэмульгатора, показывая степень разрушения оставшейся эмульсии. Для проведения теста на центрифуге из бутылок удалялась вся свободная вода. Затем бутылки слегка встряхивались 10 раз для усреднения образца. Далее образец эмульсии в смеси с толуолом (1:1) помещали для центрифугирования в стандартные пробирки емкостью 10,8 мл и центрифугировали 3 минуты при частоте вращения 2000 об/мин. После центрифугирования измеряли количество эмульсии и выделившейся воды. 7. При лабораторных испытаниях важным показателем является полнота водоотделения. Для оценки остаточной воды проводится вторичное центрифугирование образца нефти с применением реагента F-46 (деэмульгатор специально разработанный для полного отделения воды). Необходимо иметь в виду, что лабораторные испытания являются чисто сравнительными: по их результатам можно составить заключение о преимуществах того или иного деэмульгатора перед другими, но обычно нельзя делать выводы относительно дозировки реагента в промышленных условиях подготовки нефти.
Для проведения сравнительных лабораторных испытаний эффективности деэмульгаторов при термохимическом разрушении водонефтяной эмульсии, необходимо подобрать оптимальные условия проведения тестирования. Во-первых, необходимо предварительно подобрать условия приготовления искусственной эмульсии: время и интенсивность смешения воды с нефтью при помощью миксера. Опытная эмульсия должна обладать стойкостью (не разрушаться без действия деэмульгатора), а при введении в систему деэмульгатора должна частично разрушаться при отстое (70С) за определенное время (1 час). Во-вторых, необходимо определить рабочий расход реагента - минимальная дозировка деэмульгатора, при которой явно проявляется его деэмульгирующая активность. Подбор дозировки проводился на эталонном деэмульгаторе - "Кемеликс 3307Х". При отклонении от оптимальной дозировки реагента, результаты окажутся некорректными. При повышенных дозировках происходит выравнивание результатов тестирования. При недостаточной дозировке - сложно визуально оценивать деэмульги-рующую способность реагентов.
Статистический анализ экспериментальных данных по обезвоживанию и обессоливанию девонской нефти
Из приведенных расчетных данных следует, что в исследованной области изменения факторов остаточное содержание воды и хлоридов в нефти после первой ступени ЭЛОУ может быть снижено посредством уменьшения производительности электродегидратора (т.е. увеличения времени пребывания эмульсии в аппарате) и увеличения подачи деэмульгатора. Эти закономерности достаточно очевидны и не требуют специальных пояснений.
Аналогичным образом влияет и увеличение подачи промывной воды, однако здесь возникает кажущееся противоречие: чем больше промывной воды подается в аппарат, тем меньше воды остается в нефти на выходе из аппарата. Кажущееся противоречие (чем больше промывной воды подается в аппарат, тем меньше воды остается в нефти на выходе из аппарата) может быть объяснено в рамках следующих физических представлений. При увеличении содержания воды в нефти уменьшается расстояние между смежными капельками дисперсной воды, что в свою очередь, приводит к увеличению вероятности столкновения и слияния самых маленьких капель. При этом контакте образуются более крупные капли воды, а согласно закону Стокса скорость осаждения капель воды из эмульсии прямо пропорциональна квадрату их радиуса. Следовательно, увеличение подачи промывной воды приводит углублению обезвоживания за счет коалесценции мелкодисперсной составляющей эмульсии и в результате, к снижению содержания воды и хлоридов в нефти.
Из данных, приведенных на рис. 3.6., наглядно видна положительная линейная статистическая связь между функциями отклика.
Интервалы изменения факторов, выбранные на основании предварительно проведенных на пилотной ЭЛОУ экспериментов, приведены в табл.З.З. При дальнейшей обработке использовались масштабированные независимые пе ременные, изменяющиеся в области исследований от -1 до +1:
Основные закономерности, выявленные ранее для карбоновой нефти, остаются справедливыми и для девонской нефти. Так, с увеличением расхода деэмульгатора и/или снижением производительности остаточное содержание воды и хлористых солей уменьшается (рис.3.9, 3.10), а между функциями отклика существует положительная линейная статистическая связь (рис. 3.11).
Вместе с тем, зависимость остаточного содержания воды от расхода промывной воды для девонской нефти усложняется. При изменении подачи воды от 2.5 до 5%об остаточное содержание воды после ЭЛОУ снижается, как и для карбоновой нефти. Однако при дальнейшем увеличении расхода промывной воды указанная функция отклика снова возрастает (рис. 3.9).
По всей видимости, немонотонный характер зависимости объясняется относительно низкой вязкостью и плотностью девонской нефти по сравнению с карбоновой нефтью. Увеличение подачи промывной воды от 2.5 до 5% об. приводит к углублению процесса обезвоживания (разрушения эмульсии) и снижению остаточного содержания воды в нефти после ЭЛОУ (как указывалось выше). Вследствие невысокой вязкости девонской нефти вероятность столкновения капель в девонской нефти выше чем в карбоновой. Таким образом, при дальнейшем увеличении подачи промывной воды (более 4,6%об.) фактор углубления разрушения эмульсии за счет коалесценции мелких капель воды прекращает доминировать и наблюдается увеличение остаточной воды при увеличении подачи промывной воды (рис 3.9.). При этом излишняя подача воды при высоких загрузках электродегидраторов затрудняет ее последующее удаление (вода не успевает отстаиваться).
Интервалы изменения факторов, выбранные на основании предварительно проведенных экспериментов, приведены в табл.3.5. При дальнейшей обработке использовались масштабированные независимые переменные, изменяющиеся в области исследований от -1 до +1:
