- •Аннотация
- •Введение
- •1. Литературный обзор
- •1.1. Общие сведения о нефти
- •1.2. Основные физические свойства нефтей
- •1.2.1. Плотность
- •1.2.2. Средняя температура кипения нефтяных фракции
- •1.2.3. Молярная масса
- •1.2.4. Давление насыщенных паров (днп)
- •1.2.5. Вязкость
- •1.2.6. Теплота сгорания
- •1.2.7. Оптические свойства
- •1.3. Классификация нефтей
- •1.3.1. Химическая классификация
- •1.3.2. Технологическая классификация
- •1.4. Необходимость подготовки нефти
- •1.5.Стабилизация нефти
- •1.6. Обессоливание и обезвоживание нефтей
- •1.6.1. Общие сведения о водонефтяных эмульсиях
- •1.6.2. Устойчивость эмульсий. Эмульгаторы и стабилизаторы эмульсий
- •1.6.3.Способы деэмульгирования
- •1.6.3.1. Центрифугирование
- •1.6.3.2. Фильтрация
- •1.6.3.3. Химический метод разрушения эмульсий
- •1.6.3.4. Холодный отстой (гравитационное разделение)
- •1.6.3.5.Термохимическое деэмульгирование
- •1.6.3.6. Электрическое деэмульгирование нефтяных эмульсий
- •2. Технологическая часть
- •2.1. Выбор и обоснование технологической схемы производства
- •2.2. Характеристика сырья и готовой продукции
- •2.2.1. Физико-химические свойства пластовой воды
- •2.2.2. Характеристика попутного нефтяного газа
- •2.2.3. Характеристика продукции упн
- •2.2.4. Физико-химические свойства реагентов
- •2.3 Технологическая схема производства
- •Исходные данные для расчета
- •2.4. Материальный баланс производства
- •2.4.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
- •Исходные данные для расчета
- •Определение мольной доли отгона n
- •Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
- •Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
- •Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
- •Материальный баланс сепарации первой ступени
- •2.4.2. Блок отстоя
- •Материальный баланс блока отстоя
- •2.4.3. Блок электродегидраторов
- •Материальный баланс блока электродегидраторов
- •2.4.4. Сепаратор ксу
- •Исходные данные для расчёта (см.Табл.2.8)
- •Определение числа молей выделившегося газа n
- •Мольный баланс процесса сепарации на ксу
- •Массовый баланс сепаратора ксу
- •Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе ксу
- •Материальный баланс сепарации ксу
- •2.4.5. Общий материальный баланс установки подготовки нефти
- •Материальный баланс установки
- •2.5. Расчет основного оборудования
- •2.5.2. Блок отстоя
- •Состав эмульсии блока отстоя
- •Массовая доля и плотность компонентов нефти
- •3. Механическая часть
- •3.1 Исходные данные для конструктивного расчета аппарата
- •3.1.1 Выбор материала
- •3.1.2 Расчет толщины стенки цилиндрической обечайки
- •3.1.3. Допускаемое напряжение
- •3.1.4. Толщина стенки днищ (крышек)
- •3.2. Проверка напряжений в стенке обечайки и днищах аппарата при проведении гидравлических испытаний
- •3.2 Расчет опор горизонтального аппарата
- •3.3. Эксплуатация
- •3.3.1 Назначение, применение, технические характеристики и классификация отстойника горизонтального
- •3.3.2 Устройство и принцип действия
- •3.3.3. Порядок пуска и остановка отстойника горизонтального
- •3.4. Ремонт и монтаж оборудования
- •3.4.1. Организация технического обслуживания горизонтального отстойника
- •3.4.2 Характерные неисправности и способы их устранения
- •3.4.3. Порядок сдачи оборудования в ремонт
- •3.4.4. Порядок проведения ремонта
- •3.4.5. Монтаж оборудования после ремонта
- •3.4.6. Гидравлические испытания после ремонта
- •3.5. Специальная часть
- •3.5.1. Расчет фланцевых соединений
- •3.5.2. Расчет болтов
- •4. Экономическая часть
- •4.1. Расчёт капитальных вложений и стоимости основных и оборотных средств
- •4.2 Экономическая оценка проекта.
- •5. Кип и автоматизация производства
- •5.1. Структура и контроль управления
- •5.2. Степень автоматизации
- •5.3. Объекты автоматизации
- •5.4. Описание функциональной схемы блока отстойников
- •6. Безопасность и экологичность проекта
- •6.1. Обеспечение безопасности работающих
- •6.1.1. Характеристика условий труда
- •6.1.2. Средства индивидуальной защиты и компенсация производственных вредностей
- •6.1.3. Электробезопасность, молниезащита и защита от статического электричества
- •6.2. Оценка экологичности проекта
- •6.2.1. Защита атмосферы
- •6.2.2. Защита гидросферы
- •6.2.3. Защита литосферы
- •6.3. Чрезвычайные ситуации
- •6.3.1 Аварийные ситуации на установке и мероприятия по ликвидации аварии
- •6.3.1.2 Отключение электроэнергии
- •6.3.1.7 При пожаре
- •Заключение
- •Список использованных источников
1.6.2. Устойчивость эмульсий. Эмульгаторы и стабилизаторы эмульсий
Для нефтяных эмульсий самым важным показателем является их устойчивость, то есть способность в течение определённого времени не разрушаться и не разделятся на две несмешивающиеся фазы.
С термодинамической точки зрения, как указывалось ранее, нефтяные эмульсии принадлежат к неустойчивым системам, которые всё время стремятся достигнуть состояния равновесия. Агрегативная устойчивость эмульсий измеряется временем их существования и для разных эмульсий колеблется от нескольких секунд до многих лет. Агрегативная устойчивость эмульсии является кинетическим понятием, так как удельная свободная межфазная энергия системы определяется средней кинетической энергией теплового движения, а не минимумом термодинамического потенциала [4].
Устойчивость эмульсии определяется временем её существования τ:
= Н/ (1.9)
где Н – высота столба эмульсии, м; - средняя линейная скорость
самопроизвольного расслоения системы, м/с.
Самопроизвольные процессы в таких системах являются односторонними, и устойчивое состояние соответствует полной коалесценции и расслоению системы на две объёмные фазы с минимальной поверхностью раздела.
При смешении нефти с водой возможно образование эмульсии двух типов: вода в нефти (В/Н) и нефть в воде (Н/В). Способность двух взаимно нерастворяющихся жидкостей образовывать эмульсии того или иного типа характеризуют величиной:
= (в / н)(Vн / Vв) (1.10)
С увеличением показателя возрастает способность к образованию эмульсий типа В/Н, а с уменьшением – к образованию эмульсий типа Н/В. Соотношение времени жизни капель нефти н и воды в на границе раздела фаз является мерой способности системы к обращению фаз, определяющей выживание эмульсии первого или второго типа.
В условиях образования нефтяных эмульсий при добыче и обессоливании нефти на границе раздела нефть – вода могут существовать более продолжительное время капли воды (в>н), поэтому образуется эмульсия типа В/Н.
Наиболее важным фактором, определяющим устойчивость нефтяных эмульсий, является образование на поверхности капелек воды адсорбционно – сольватных слоёв и повышение их структурно – механических свойств. От концентрации эмульгаторов – стабилизаторов эмульсии в нефти главным образом зависит устойчивость образующихся нефтяных эмульсий.
Стабилизацию нефтяных эмульсий обеспечивают:
сильно поверхностно – активные вещества, например нафтеновые и жирные кислоты, низшие смолы; эти вещества способствуют интенсивному диспергированию системы, при адсорбции на границе фаз создают неструктурированные молекулярные слои;
вещества со слабыми поверхностно – активными свойствами, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и ангидриды, высшие смолы; эти вещества образуют структурированные слои, которые обеспечивают высокую стабилизацию эмульсий;
твёрдые вещества минерального и органического характера; благодаря их избирательному смачиванию фазами прилипают к дисперсионным каплям и образуют прочные бронированные слои; частицы твёрдых эмульгаторов должны быть значительно меньше капелек воды.
Образование на глобулах воды стабилизирующих адсорбционных слоёв со структурно – механическими свойствами препятствует их коалесценции при столкновении. Состав и строение этих слоёв весьма разнообразны и зависят от состава нефти и содержания в ней диспергированных частиц. Большое значение имеют также содержание в пластовой воде, сопутствующей нефти, растворённых и диспергированных веществ и кислотность воды.
Для высокопарафинистых нефтей одним из основных стабилизаторов эмульсий являются микрокристаллы высокомолекулярных парафинов и церезинов с высокой температурой плавления. Неорганическая часть эмульгаторов состоит из глины, песка и горных пород.
Адсорбция диспергированных деэмульгаторов на водно – нефтяной поверхности, утолщение межфазного слоя и гелеобразование протекают во времени, поэтому эмульсия В/Н со временем становится более устойчивой, чем только что образовавшаяся – происходит «старение» эмульсии. Старение нефтяных эмульсий в начальный период идёт очень интенсивно, потом постепенно замедляется.
Старение нефтяных эмульсий имеет большое практическое значение, так как свежие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее, чем постаревшие. Для прекращения процесса старения необходимо как можно быстрее смешивать свежеполученные эмульсии с деэмульгатором, если невозможно предотвратить их образование. Деэмульгатор с высокой поверхностной активностью, адсорбируясь на поверхности глобул воды, не только способствует вытеснению и разрушению образовавшегося гелеобразного слоя, но и препятствует дальнейшему его упрочнению. Поэтому процесс старения эмульсии, оставшейся в нефти после смешения её с деэмульгатором, должен полностью прекратиться.
Для наиболее эффективного разрушения и прекращения старения нефтяных эмульсий на нефтепромыслах деэмульгатор подают в свежеполученные эмульсии или предупреждают их образование подачей деэмульгатора перед смешением нефти с водой.