- •А. Л. Савченков химическая технология промысловой подготовки нефти
- •Оглавление
- •10. Технологическое проектирование объектов сбора
- •11. Принципиальные технологические схемы установок
- •Введение
- •1. Нефтяные залежи и месторождения
- •1.1. Формы залегания нефтяных залежей
- •1.2. Свойства продуктивных пластов
- •1.3. Условия залегания нефти в пласте
- •1.4. Физико-химические свойства пластовых флюидов
- •2. Разработка месторождений
- •2.1. Потенциальная энергия нефтяного пласта
- •2.2. Режимы работы залежей
- •3. Устройство нефтяной скважины
- •4. Способы добычи нефти
- •5. Методы воздействия на нефтяные пласты
- •5.1. Методы поддержания пластового давления
- •5.2. Методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны
- •5.3. Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •6. Физико-химические требования к товарной нефти
- •7. Система промыслового сбора и подготовки нефти
- •8. Сепарация нефти от газа
- •8.1. Вертикальные сепараторы
- •8.2. Горизонтальные сепараторы
- •8.3. Показатели работы сепараторов
- •8.4. Технологический расчёт сепаратора
- •8.4.1. Материальный баланс процесса сепарации
- •8.4.2. Пропускная способность сепаратора по газу
- •8.4.3. Пропускная способность сепаратора по нефти
- •8.5. Гидроциклонные сепараторы
- •8.6. Сепараторы с предварительным отбором газа
- •8.7. Трёхфазные сепараторы
- •9. Обезвоживание нефти
- •9.1. Нефтяные эмульсии
- •9.2. Природные эмульгаторы
- •9.3. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
- •9.4. Деэмульгаторы
- •9.4.1. Поверхностная активность деэмульгаторов
- •9.4.2. Химическое строение деэмульгаторов
- •9.4.3. Оценка эффективности деэмульгаторов
- •9.5. Методы разрушения нефтяных эмульсий
- •9.6. Аппараты для обезвоживания нефти
- •9.6.1. Резервуары-отстойники
- •9.6.2. Отстойники
- •9.6.3. Подогреватели-деэмульсаторы
- •9.6.4. Электродегидраторы
- •9.7. Технологический расчёт отстойника
- •9.7.1. Диаметр отстойника
- •9.7.2. Длина отстойника
- •9.7.3. Пропускная способность отстойника
- •9.8. Технологический расчёт электродегидратора
- •10. Технологическое проектирование объектов сбора и подготовки нефти
- •10.1. Общие положения
- •10.2. Сепарационные установки
- •10.3. Дожимные насосные станции
- •10.4. Центральный пункт подготовки нефти
- •10.5. Установки предварительного сброса воды
- •10.6. Установки подготовки нефти
- •11. Принципиальные технологические схемы установок подготовки нефти
- •11.1. Технологическая схема установки предварительного сброса воды (упсв)
- •11.2. Технологическая схема установки подготовки нефти (упн)
- •11.3. Технологическая схема установки стабилизации нефти
- •12. Технологический расчёт установки подготовки нефти
- •12.1. Исходные данные
- •12.2. Материальный баланс первой ступени сепарации нефти
- •Материальный баланс первой ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти
- •12.3. Материальный баланс предварительного обезвоживания нефти
- •12.4. Материальный баланс второй ступени сепарации нефти
- •Материальный баланс второй ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти
- •12.5. Материальный баланс глубокого обезвоживания нефти
- •12.6. Материальный баланс конечной ступени сепарации нефти
- •Материальный баланс конечной ступени сепарации на 1 млн т в год по пластовой нефти
- •12.7. Материальный баланс установки подготовки нефти
- •Материальный баланс конечной ступени сепарации на 3 млн т в год по товарной нефти
- •Материальный баланс второй ступени сепарации на 3 млн т в год по товарной нефти
- •Материальный баланс первой ступени сепарации на 3 млн т в год по товарной нефти
- •12.8. Технологический расчёт основного оборудования
- •12.8.1. Расчёт сепаратора первой ступени сепарации
- •12.8.2. Расчёт отстойника
- •12.8.3. Расчёт сепаратора второй ступени сепарации
- •12.8.4. Расчёт электродегидратора
- •12.8.5. Расчёт сепаратора конечной ступени сепарации
- •12.9. Расчёт вспомогательного оборудования
- •12.9.1. Расчёт трубчатой печи
- •12.9.2. Расчёт резервуара для товарной нефти
- •12.9.3. Расчёт насоса для товарной нефти
- •12.9.4. Расчёт насоса для откачки пластовой воды
- •Список литературы Основная
- •Дополнительная
- •Химическая технология промысловой подготовки нефти
- •625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.
- •6 25039, Тюмень, ул. Киевская, 52.
9.4.2. Химическое строение деэмульгаторов
Все ПАВ делятся на две группы: ионогенные и неоиногенные. Ионогенные в водных растворах образуют ионы. В зависимости от того, какой ион обладает поверхностной активностью, ионогенные ПАВ могут быть анионактивными или катионактивными. Неионогенные ПАВ в водных растворах не распадаются на ионы.
Одним из первых промышленных деэмульгаторов был НЧК – нейтрализованный чёрный контакт, получаемый сульфированием нефтяных фракций с повышенным содержанием алкилароматических углеводородов. Этот анионактивный деэмульгатор имеет ряд существенных недостатков:
1) содержание активного компонента в НЧК (солей сульфокислот) составляет лишь 40…60%;
2) высокий расход НЧК – 0,5…3 кг на тонну нефти;
3) с пластовыми водами НЧК образует нерастворимые твёрдые осадки на внутренней поверхности труб и аппаратов;
4) НЧК плохо биоразлагается в сточных водах, что приводит к загрязнению водоёмов.
5) неприятный запах и цвет.
Поэтому такой малоэффективный деэмульгатор был снят с производства.
Наибольшее распространение получили неионогенные деэмульгаторы, которые не имеют указанных выше недостатков. Производство неионогенных ПАВ началось с 30-х годов XX века. Самый простой способ их получения заключается в присоединении нескольких молекул окиси этилена (полиоксиэтилирование) к органическим веществам, имеющим подвижный атом водорода (высшие жирные кислоты, высшие жирные спирты, алкилфенолы, высшие амиды и амины). Если обозначить органическое вещество, содержащее функциональную группу с подвижным атомом водорода как , то реакцию полиоксиэтилирования можно в общем случае представить так:
Эта реакция легко протекает при 140…200оС в присутствии небольшого количества щелочного катализатора.
Растворимость неоногенного ПАВ в водных растворах обуславливается образованием водородных связей между атомами кислорода полиоксиэтилированной цепи и атомами водорода молекул воды. Поэтому большое значение имеет число введённых молекул окиси этилена . Если ,то такое соединение не будет растворятся в воде. Для придания водорастворимых свойств необходимо ввести не менее 7…8 молекул окиси этилена. В общем случае, удлинение полиоксиэтилированной цепи (гидрофильной части) повышает растворимость ПАВ в воде.
Растворимость неионогенного ПАВ в нефти обуславливается наличием гидрофобной части - длинного алифатического радикала . Если этот радикал короткий , то это соединение не растворяется в нефти и не обладает поверхностно-активными свойствами. Поэтому длина алифатического радикала должна быть не менее 9…10 атомов углерода .
Изменяя соотношение длины гидрофильной и гидрофобной части, можно регулировать поверхностно-активные свойства деэмульгатора.
Оксиэтилированные жирные кислоты (ОЖК-20) получают из синтетических жирных кислот фракции от С20 и выше путём присоединения 14…25 молекул окиси этилена:
Чем выше , тем вязкость и температура застывания ниже, а плотность и деэмульгирующая способность выше.
Оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-7, ОП-10) получают из моно- или диалкилфенолов . Цифра указывает на число введённых оксиэтильных групп:
Деэмульгатор ОП-10 уступает по универсальности деэмульгатору ОЖК-20.
Продукты полиоксиэтилирования высших спиртов и высших амидов:
Высокоэффективные современные полимерные неионогенные деэмульгаторы получают путём присоединения к базовому соединению не только окиси этилена, но и окиси пропилена. В данном случае полиоксипропиленовая цепочка выполняет роль гидрофобной части ПАВ, поэтому можно отказаться от обязательного наличия алифатического радикала в базовом соединении. Изменяя при синтезе число молекул окиси этилена и окиси пропилена, можно регулировать соотношение гидрофильной и гидрофобной частей деэмульгатора, то есть менять его свойства.
Таким путём получают деэмульгаторы Проксанол, Реапон, Дипроксамин. Проксанол 186 получают при последовательном взаимодействии пропиленгликоля сначала с оксидом пропилена, затем с оксидом этилена (m=14,8…15,0; n= 30,5…31,0):
Средняя молекулярная масса Проксанола 186 составляет 1800.
Подобное строение имеет деэмульгатор Реапон-4В, но отличается от Проксанола 186 соотношением оксипропиленовых и оксиэтиленовых фрагментов (m=24,0…7,5; n= 13,5…15,5). Кроме того, для синтеза этого деэмульгатора вместо пропиленгликоля также используют этиленгликоль. Средняя молекулярная масса Реапона-4В составляет 3000.
Дипроксамин 157-65М представляет собой продукт последовательного оксипропилирования, оксиэтилирования и опять оксипропилирования этилендиамина (уравнение реакции приведено ниже). Продукт представляет собой, таким образом, тройной блоксополимер с молекулярной массой до 5000.
Товарная форма этих деэмульгатором представляет собой 50…65%-ный раствор сополимера в водном метаноле. Добавление в продукт метанола и воды необходимо для снижения температуры застывания.
Деэмульгатор Проксамин синтезируется на основе этилендиамина, но путём присоединения сначала окиси пропилена, а затем окиси этилена.
Последовательность присоединения молекул окиси этилена и окиси пропилена влияет на деэмульгирующую активность и физико-химические свойства ПАВ. Так, расположение молекул окиси пропилена на концах молекулы делает деэмульгатор более гидрофобным, с более низкой температурой застывания по сравнению с деэмульгатором такого же состава и молекулярной массы, но с расположением молекул окиси пропилена ближе к центру молекулы.
С применением окисей этилена и пропилена и синтезированы и другие деэмульгаторы на основе органических кислот, спиртов, сложных эфиров, аминов и амидов кислот.
В общем случае, такие деэмульгаторы являются наиболее эффективными и универсальными. Высокая деэмульгирующая способность обуславливается тем, что гидрофобная часть (оксипропиленовая цепочка) направлена не вглубь нефтяной фазы, как у обычных ПАВ, а частично располагается на межфазной поверхности. Этим объясняется очень малый расход таких деэмульгаторов (10…30 г/т). К деэмульгаторам такого типа относятся также Диссольван, Сепарол, Бескол, Прохалит и др.
Неоногенные деэмульгаторы обладают следующими преимуществами:
1) небольшой расход по сравнению с ионогенными ПАВ;
2) не реагируют с солями и кислотами и не образуют нерастворимых осадков на внутренних стенках труб и аппаратов;
3) не способствуют образованию эмульсии типа нефть в воде в отличие от ионогенных деэмульгаторов, которые могут превращать эмульсию вода в нефти в эмульсию нефть в воде, что приводит к повышению содержания нефти в сточных водах.
Деэмульгаторы для разрушения эмульсий типа вода в нефти должны удовлетворять основным требованиям:
1) обеспечивать высокую степень обезвоживания нефти при минимальном расходе, минимальной температуре нагрева эмульсии и минимальной продолжительности отстоя;
2) хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии;
3) не допускать стабилизации эмульсии противоположного типа;
4) иметь высокую поверхностную активность для вытеснения с поверхности капель воды природных эмульгаторов;
5) образовывать на поверхности капель воды адсорбционный гидрофильный слой, не препятствующий слиянию капель;
6) максимально снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз при минимальном расходе деэмульгатора;
7) не коагулировать в пластовых водах;
8) не вызывать коррозии труб и оборудования;
9) быть недорогими, универсальными, транспортабельными, не изменять своих свойств от перепадов температур, не ухудшать качество нефти.
Неионогенные деэмульгаторы удовлетворяют большинству предъявляемых требований, но, обладая ещё и хорошими моющими свойствами, эти ПАВ смывают со стенок труб и оборудования нефтяные плёнки и обнажают поверхность металла для контакта с корродирующими веществами.