- •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.
9.4.3. Оценка эффективности деэмульгаторов
При оценке эффективности деэмульгаторов наиболее важными параметрами являются:
1) расход деэмульгатора на 1 тонну эмульсии;
2) время отстоя эмульсии, т.е. время разрушения или расслоения эмульсии;
3) количество оставшейся воды и солей в нефти после отстоя;
4) температура отстоя и её влияние на скорость разрушения эмульсии.
Эффективность деэмульгаторов определяют седиментационным анализом, сущность которого сводится к следующему.
В стабилизированную нефтяную эмульсию добавляют деэмульгатор и тщательно перемешивают. Капельки воды, потерявшие поверхностный слой эмульгаторов, начинают оседать вниз.
Скорость оседания капелек воды зависит от их размера, разницы плотностей нефти и воды, вязкости нефти и определяется известной формулой Стокса:
где – скорость оседания капелек воды, м/с;
d – диаметр капелек воды, м;
ρВ и ρН – соответственно плотность воды и плотность нефти при рабочих условиях в отстойнике, кг/м3;
μН – динамическая вязкость нефти, Па∙с.
Из данной формулы можно определить радиус капельки воды, учитывая, что :
С другой стороны, скорость оседания капель воды для монодисперсных эмульсий одинакова и отстой происходит равномерно, т.е. высота слоя воды в отстойнике будет пропорциональна времени оседания :
С учётом последнего выражения формулу для определения радиуса капель можно представить следующим образом:
где - коэффициент, постоянный для данной нефти:
При отстаивании полидисперсной эмульсии, какой обычно является нефтяная эмульсия, граница воды оказывается размытой, так как капельки воды, имеющие разные диаметры, проходят за одно и тоже время различные пути. Поэтому седиментационный анализ полидисперсных эмульсий сводится к определению скорости накопления высоты столба воды.
По дифференциальным кривым распределения (рис.9.8) можно судить как об эффективности воздействия того или иного деэмульгатора на нефтяную эмульсию, так и о конструктивных особенностях отстойников. Для этого на оси ординат откладывают функцию распределения, т.е. изменение массы капель воды от их радиуса , а по оси абсцисс – значения эквивалентных радиусов, определённых по вышеприведённым формулам.
Рис. 9.8. Зависимости функции распределения
от эквивалентного радиуса капелек воды в эмульсии:
1 – эмульсия, приближающаяся к монодисперсной; 2 – полидисперсная эмульсия; 3 – эмульсия, содержащая преимущественно мелкие капельки
Из рис. 9.8 следует, что чем меньше интервал радиусов кривой распределения и выше её максимум, тем нефтяная эмульсия ближе к монодисперсной (кривая 1). При более растянутой кривой и меньшем максимуме дисперсная фаза эмульсии более полидисперсна.
Наиболее простой способ определения эффективности деэмульгаторов заключается в следующем. Приготавливают образцы эмульсий из безводной нефти и пластовой воды одного и того же месторождения. Затем задаются, например, температурой отстоя и количеством деэмульгатора и определяют зависимость обводнённости нефти от времени отстоя (рис. 9.9).
Как следует из рис. 9.9, деэмульгатор 3 оказался наиболее эффективным при данных условиях.
Рис. 9.9. Зависимость обводнённости нефти W от времени отстоя τ
при постоянных температуре и расходе деэмульгатора для разных образцов деэмульгаторов (кр. 1, кр. 2, кр. 3)
Более полную картину об эффективности разных деэмульгаторов можно получить, построив зависимости при разных температурах и расходах деэмульгаторов.
На рис. 9.10 представлена зависимость конечного (остаточного) содержания воды в нефти после отстоя от расхода деэмульгатора при разных температурах.
По кривым на рис. 9.10 определяют необходимую температуру и расход деэмульгатора для обеспечения заданного качества товарной нефти.
Рис. 9.10. Зависимость конечного содержания воды в нефти WК после отстоя
от расхода деэмульгатора С при разных температурах:
кр.1 – 20оС, кр.2 – 30оС, кр.3 – 40оС, кр.4 – 50оС
Стойкость или стабильность эмульсий к разрушению её деэмульгаторами оценивают по степени обезвоживания нефти Е по формуле:
где WH и WK – соответственно начальное (до отстоя) и конечное (после отстоя) содержание воды в нефти, % масс.
Чем ближе значение значение Е к 100%, тем эффективнее деэмульгатор.