Файл: Литературный обзор.docx

природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов и, во-вторых, возрастанию скорости осаждения капель воды в результате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора.

Выбор температуры определяется в первую очередь свойствами самой нефти: для лёгких маловязких нефтей во избежание выкипания нефти применяют более низкие температуры, а для тяжелых – более высокие в сочетании с повышением давления. Оптимальной температурой обессоливания следует считать от 100 до 120 °С (прикамская, мангышлакская, туркменская нефти). Температуры от 120 °С до 140 °С – для тяжелых, вязких нефтей (арланская). Обычно как оптимальную в дегидраторах подбирают такую температуру, при которой вязкость нефти составляет от двух до четырёх сСт. Многие нефти достаточно хорошо обессоливаются при температуре от 70 до 90 °С. При повышении температуры нагрева нефти приходится одновременно повышать и давление, чтобы поддерживать жидкофазное состояние системы и уменьшить потери нефти и пожароопасность. Однако повышение давления вызывает необходимость увеличения толщины стенок аппаратов. Современные модели электродегидраторов рассчитаны на давление до 1,8 МПа.

Наряду с повышением температуры используют и введение деэмульгатора, который адсорбируясь на границе раздела фаз, диспергирует и пептизирует скопившиеся вокруг капелек природные эмульгаторы и тем самым резко снижает структурно-механическую прочность "бронирующих" слоёв.

При совместном воздействии температуры и деэмульгаторов происходит интенсивное слияние капелек воды в более крупные капли, способные под воздействием силы тяжести достаточно быстро выпадать в осадок и отделяться от нефти.

Деэмульгаторы – это специально синтезированные химические соединения, к которым предъявляются следующие требования:

 способность не изменять свойства нефти и не реагировать с молекулами воды;

 высокая деэмульгирующая способность при малых расходах;

 простота извлечения из сточной воды, отделённой от нефти;

 нетоксичность, инертность по отношению к оборудованию, невысокая стоимость, доступность.

Существует два типа деэмульгаторов – неэлектролитные и коллоидного типа.

К неэлектролитным деэмульгаторам относятся органические вещества (бензол, спирты, керосин), растворяющие эмульгаторы нефти и снижающие при этом её вязкость. Это способствует быстрой коалесценции капель воды и их осаждению. Их используют главным образом в лабораторной и исследовательской практике. В промышленной технологии обезвоживания нефти неэлектролиты не применяют из-за большого расхода и высокой стоимости, а также из-за сложности их отделения от нефти после осаждения воды.

---

Наиболее широко в промышленности используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) – коллоидного типа. Они бывают трёх видов: анионоактивные, катионоактивные и неионогенные, то есть не образующие ионов в воде.

Анионоактивные (сульфанол, карбоновые кислоты) в присутствии воды диссоциируют на отрицательно заряженные ионы углеводородной части и положительные ионы металла и водорода.

Катионоактивные в присутствии воды распадаются на положительно заряженный радикал и отрицательно заряженный остаток кислоты. В качестве деэмульгаторов используются редко.

Неионогенные нашли самое широкое применение в технологии обезвоживания нефтей.

ПАВ обладают по сравнению с содержащимися в нефтях природными эмульгаторами более высокой поверхностной активностью. Разрушение нефтяных эмульсий применением ПАВ может быть результатом:

1) адсорбционного вытеснения с поверхности глобул воды эмульгатора, стабилизирующего эмульсию;

2) образования нестабильных эмульсий противоположного типа;

3) химического растворения адсорбционной пленки.

Происходит дестабилизация водонефтяной эмульсии. Образовавшиеся из стойких нестойкие эмульсии затем легко коалесцируют в крупные глобулы воды и осаждаются из дисперсионной среды (нефти). Именно стадия дестабилизации является лимитирующей суммарный процесс обезвоживания и обессоливания нефти. Она состоит, в свою очередь, из двух этапов:

а) доставки деэмульгатора на поверхность эмульсии, то есть транспортной стадии, являющейся диффузионным процессом;

б) разрушения бронирующей оболочки, образованной эмульгатором нефти, или кинетической стадии.

Неионогенные деэмульгаторы по растворимости в воде условно можно разделить на водорастворимые, нефтерастворимые и водонефтерастворимые.

Водорастворимые деэмульгаторы применяют в виде одно-двухпроцентных водных растворов. Они частично вымываются дренажной водой, что увеличивает их расход на обессоливание. К водорастворимым относятся оксиэтилированные жидкие органические кислоты (ОЖК), алкилфенолы (ОП-10 и ОП-30), органические спирты (неонол, оксанол, синтанол). Эти вещества на (80 ± 5) % растворимы в воде.

Для синтеза ОЖК используется кубовый остаток синтетических жирных кислот (СЖК) с числом углеродных атомов более 20 или 25. Деэмульгирующая активность и физические свойства (температура застывания, вязкость, плотность и др.) образцов ОЖК зависят от числа групп ОЭ (в пределах от 14 до 25 на одну молекулу ОЖК), вязкость и температура застывания ПАВ снижаются, а плотность и деэмульгирующая его способность повышаются. Среди ОЖК более эффективен деэмульгатор, синтезированный из кислот > С

---

₂₅, с содержанием окиси этилена (62,5 ± 2,5) %.

Оксиэтилированные алкилфенолы (ОП- 10) представляют собой продукты оксиэтилирования моно− и диалкилфенолов. По сравнению с ОЖК деэмульгатор ОП-10 менее универсален и применяется для деэмульгирования ограниченного числа нефтей.

К водонефтерастворимым относятся блок-сополимеры этилен− и пропиленоксидов (диссольван 4411, проксанолы 186 и 305, сепарол WF-25 и др.). Они на (45 ± 15) % переходят в дренажную воду. Отечественные блок-сополимеры полиоксиалкиленов являются наиболее эффективными и универсальными деэмульгаторами. Высокая их деэмульгирующая эффективность обусловливается, по-видимому, тем, что гидрофобная часть (оксипропиленовая цепь) ПАВ направлена не в глубь нефтяной фазы, как у обычных деэмульгаторов типа ОЖК, а частично распространено вдоль межфазной поверхности эмульсии. Именно этим объясняется очень малый расход деэмульгаторов из блоксополимеров в процессах обезвоживания и обессоливания нефтей от 10 до 30 г/т. В нашей стране для промышленного применения рекомендованы следующие типы блоксополимеров: 186 и 305 − на основе пропиленгликоля; 157, 385 − на основе этилендиамина (дипроксамин 157); 116 и 226 − на основе синтетических жирных кислот и 145 и 295 − на основе двухатомных фенолов. Деэмульгирующая активность и физико-химические свойства блоксополимеров оксиалкиленов существенно зависят от величины и соотношения гидрофильных и гидрофобных частей молекулы, а также от состава и строения исходных веществ. Так, расположение оксипропиленовых групп на концах молекулы делает ПАВ гидрофобными, с более низкой температурой застывания, по сравнению с ПАВ такого состава и молекулярной массы, но с расположением оксипропиленовых групп в центре молекулы.

Нефтерастворимые ПАВ образуют в нефти истинные или коллоидные растворы. Они на (12,5 ± 2,5) % переходят в воду. К таким деэмульгаторам относятся дипроксамин 157, оксафоры 1107 и 43, прохинор 2258, прогалит. Все эти деэмульгаторы имеют высокую молярную массу от 91,5 до 3,3 тысяч, высокую плотность примерно 1000 кг/м ³ и высокую вязкость. Нефтерастворимые деэмульгаторы белее предпочтительны, поскольку:

 они легко смешиваются (даже при слабом перемешивании) с нефтью, в меньшей степени вымываются водой и не загрязняют сточные воды;

---

 их расход практически не зависит от обводненности нефти;

 оставаясь в нефти, предупреждают образование стойких эмульсий и их "старение";

 обладают ингибирующими коррозию металлов свойствами;

 являются легкоподвижными жидкостями с низкой температурой застывания и могут применяться без растворителя, удобны для транспортирования и дозировки.

Синтезировано у нас и за рубежом большое число высокоэффективных деэмульгаторов. Из деэмульгаторов ФРГ, применяемых в нашей стране, высокой деэмульгирующей активностью обладают диссольваны 4400,4411,4422 и 4433, представляющие собой 65 процентные растворы ПАВ в воде или метиловом спирте, которые синтезированы на основе алкиленгликолей, а также сепарол, бескол, прокалит и др. Характерно, что деэмульгаторы американских и английских фирм "Петролит", "Третолит" и других в большинстве случаев плохо растворимы в воде, по эффективности близки к диссольвану и применяются в виде растворов в ароматических углеводородах, выкипающих в пределах 160-240°С. Высокой деэмульгирующей активностью обладают деэмульгаторы Голландии, Франции, Италии, Японии и др.

При обезвоживании нефти на промыслах методом "трубного деэмульгирования" используют в присутствии деэмульгатора гидрозинемические эффекты, возникающие при турбулентном движении эмульсионной нефти по трубопроводам, успешно сочетая их с отстоем в трубопроводах.

Термохимические методы разрушения эмульсии применяются в сочетании с электрохимическими, то есть с созданием сильного электрического поля с частотой переменного тока, равной 50 с⁻¹ и высоким напряжением от 15 до 44 кВ.). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, и при частой смене полярности электродов (50 раз в секунду) увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения, и в итоге возрастает скорость осаждения глобул с образованием отдельной фазы. По мере увеличения глубины обезвоживания расстояния между оставшимися каплями увеличиваются и коалесценция замедляется. Поэтому конечное содержание воды в нефти, обработанной в электрическом поле переменного тока, колеблется от следов до 0,1 %. Коалесценцию оставшихся капель воды можно усилить повышением напряженности электрического поля до определенного предела. При дальнейшем повышении напряженности поля ускоряются нежелательные процессы электрического диспергирования капель и коалесценция снова замедляется. Поэтому применительно к конкретному типу эмульсий целесообразно подбирать оптимальные размеры электродов и расстояния между ними. Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры (60 ± 10) °С [5].

---

Обессоливание нефтей. Наряду с обезвоживанием необходимо глубокое обессоливание нефти. Все упомянутые выше факторы способствуют интенсификации выделения воды из эмульсии, но не влияют на засоленность остающихся после обезвоживания капель воды в нефти. С целью достижения не только глубокого обезвоживания, но и обессоливания нефти используют промывку нефти свежей пресной водой. Роль этой промывной воды двояка. С одной стороны, смешиваясь с солёными каплями воды эмульсии, она разбавляет их и уменьшает концентрацию солей в них, а с другой стороны, турбулизирует поток нефтяной эмульсии, способствуя также коалесценции капель, т.е. оказывает гидромеханическое воздействие на эмульсию.

Количество оставшихся в нефтях солей зависит как от содержания остаточной воды, так и от ее засоленности. Поэтому с целью достижения глубокого обессоливания осуществляют промывку солей подачей в нефть оптимального количества промывной (пресной) воды. При подаче промывной воды только 1 % участвует в разбавлении капель солёной воды, находящейся в эмульсии, а остальное количество промывной воды является только турбулизатором, поэтому подаётся до 1 % пресной воды и от 4 до 5 % рециркулирующей, уже использованной от массы нефти, что позволяет в 5−6 раз снизить количество сбрасываемой сточной солёной и загрязнённой воды и уменьшить мощности по её обезвоживанию. При чрезмерном увеличении количества промывной воды растут затраты на обессоливание нефти и количество образующихся стоков. В этой связи с целью экономии пресной воды на ЭЛОУ многих НПЗ успешно применяют двухступенчатые схемы с противоточной подачей промывной воды: свежая вода поступает на вход последней ступени, а дренажная выводится из первой. Число ступеней (1, 2 или 3) обессоливания нефти определяется свойствами исходной эмульсии и содержанием в ней солей [6].
1.3 Обессоливание и обезвоживание нефтей на НПЗ (ЭЛОУ)
Основная масса промысловой воды и растворённых в ней солей, механических примесей отделяются на промыслах. Окончательное обезвоживание и обессоливание проводят на НПЗ на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Современная ЭЛОУ может быть как автономной, так и блоком в комплексе с установкой дистилляции нефти.

На НПЗ Российской Федерации эксплуатируется около 100 ЭЛОУ трех основных типов в зависимости от типа электродегидраторов и характера их связи с нефтеперегонными установками.

---