6. Основные способы обезвоживания нефти.

Для обезвоживания и обессоливания нефти используются следующие методы: гравитационный, термический, химический, электрический, комбинированный.

Гравитационное холодное отстаивание проводят: с периодическим режимом в резервуарах; непрерывного действия в отстойниках и трубных водоотделителях.

Холодное гравитационное отстаивание без подогрева водно-нефтяной эмульсии и без использования деэмульгаторов используется редко, и только на первой ступени обезвоживания нефти. На рис. 3.4 и 3.5 представлены схемы гравитационного отстаивания нефти в резервуарах и отстойниках. На месторождении с большим содержанием воды в нефти для предварительного сброса воды применяют трубные водоотделители, представляющие собой наклонные трубы большого диаметра с комплексом технологических трубопроводов. Термическое обезвоживание нефти. При повышении температуры водно-нефтяной эмульсии до 50- 100°С снижается прочность оболочки на поверхности частицы воды, что облегчает слияние глобул (капель) воды. При этом увеличивается скорость оседания частиц при отстаивании. Нагрев нефти осуществляется в теплообменниках или печах перед отстойниками или непосредственно в установках-деэмульсаторах. Химическое обезвоживание нефти. Этот метод основан на разрушении эмульсий при помощи химических реагентов-деэмульгаторов, которые подаются в нефтесборный трубопровод, отстойник или в резервуар. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ (дипроксамин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакриламид, оксиэтилированный препарат ОП и др.) в количестве от 5 до 60 г на 1 т нефти. Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемешивания деэмульгатора с эмульсией и температуры смешивания. Подают деэмульгаторы с помощью дозировочного насоса. Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти. При прохождении эмульсии через электрическое поле капли воды и со­лей стремятся к электродам. Происходит разрушение адсорбированных оболочек капель, что облегчает их слияние при столкновениях и увеличивает скорость деэмульсации. Такие установки называются электродегидраторами. Работают они при частоте 50 Гц и при напряжении на электродах 10 - 45 тыс. В.

Комбинированные методы обезвоживания нефти. В сочетании с гравитационным отстаиванием применяются различные комбинации методов обезвоживания нефти, например: термическое и химическое, термическое и электрическое.

Обезвоживание под действием гравитационных сил.

Рис. 1. РВС для предварительного обезвоживания нефти

1- корпус; 2 устройство отбора обезвоженной нефти; 3 устройство профилактики накопления межфазного слоя; 4 - коллектор отбора обезвоженной нефти; 5 - коллектор отбора воды

В резервуарах время пребывания нефти, как правило составляет 5 часов поэтому осаждение идет с маленькой скоростью и только в первом режиме. Поэтому расчет всех резервуаров следует производить по закону Стокса. W_ос=d²g(ρ_в- ρ_н)/( 18μ)В верхней части резервуара осаждение идет по законам осаждения одиночной частицы. Затем более крупные капли нагоняют нижележащие мелкие капли, при этом скорость крупных уменьшается, а мелких увеличивается. Концентрация всех капель возрастает, и нефть начинает подниматься вверх между каплями. Если скорость подъема нефти окажется больше скорости осаждения капли воды, капля воды будет выносится с обезвоженной нефтью вверх. При дальнейшем осаждении капель воды происходит выравнивание скоростей осаждения всех размеров капель воды и механических примесей такое осаждение называется консолидированным. При консолидированном осаждении образуются глобулы на уровне раздела фаз. Прочность пленок этих глобул оказывается высокой и вода находящаяся в них не может их разрушить. Глобулы окружают пленки насыщенные мелкими частицами механических примесей, поэтому силы притяжения между глобулами настолько велики, что над глобулами накапливается слой воды, и этот слой не может проникнуть через слой глобул к воде. В результате в РВС образуется так называемый слоеный пирог. Глобулы т.е. межфазный слой препятствует осаждению нефти, и здесь главную роль играют механические примеси. Для ускорения процесса обезвоживания необходим нагрев. Осуществляется через змеевик, куда подается товарная нефть (подогретая). Для успешного ведения процесса обезвоживания нефти необходимо, чтобы время пребывания нефти в резервуаре было больше времени осаждения. С учётом соблюдения этого условия и подбирается резервуар. Высота, занимая объёмом нефти L0, в резервуаре диаметром D, будет равна: H= (4L0/(3.14D ))tпр, tос=Н/Wос

С целью надежности ведения процесса в РВС следует предусмотреть следующие мероприятия. Известно , что при отборе нефти должно соблюдаться условиеW_от‹500W_ос

Не должно быть больших скоростей отбора нефти, т.к. может образоваться гидравлический канал, по которому вода может попасть в отборное устройство.

Это условие можно сохранить, используя для обора нефти устройство показанное на рис.2. Скорость отбора обезвоженной нефти можно определить из уравнения

, м/с

Рис. 2. Устройство для отбора нефти

1 - корпус; 2 - отражательный конус; 3 - направляющий конус; 4 - труба вывода обезвоженной нефти.

Рис.3 Устройство профилактики накопления межфазного слоя.

1- диффузор перфорированный; 2 - крышка; 3 - решетка; 4 - подвижная насадка; 5 -горловина; 6 - кольцевой зазор; 7 - труба подачи горячей воды.

Чем больше диаметр стакана отборного устройства, тем лучше. Если образуется гидравлический канал при высоких скоростях отбора, то он отражается от конусов и не попадает в стакан.

Сырье поступает в горловину 6 с высокой скоростью и увлекает за собой по кольцевому зазору 6 межфазный слой. Затем межфазный слой интенсивно перемешивается с последней под воздействием псевдоcжиженной насадки. При этом глобулы межфазного слоя разрушаются, и механические примеси из перфорированного диффузора попадают в основной поток нефти и выносятся с ней к устройству отбора обезвоженной нефти

Вода тяжелее нефти и под действием силы тяжести она скатится вниз, прижимаясь к стенкам, а нефть через отверстия поступает в трубу отбора нефти в центр.

Аппараты для разделения нефти и воды под действием центробежной силы называются гидроциклонами.

Время осаждения капли воды от центральной трубы до корпуса гидроциклона определяется согласно закону Стокса : tос=r/Wос. Wос Время прохождения одного витка:tвит=(2*3.14r)/u.Число витков для осуществления процесса определяетсяпо формуле: n=tос/tвит

Источник: Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технология и оборудование:

Учеб. пособ. / Сулейманов Р.С., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. –

Уфа: «Нефтегазовое дело», 2007. – 450с.

7. Требования ГОСТ Р5 1858 к товарной нефти, поступающей на нефтеперекачивающие станции.

Сырая нефть: Жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса. Товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

Классификация и условное обозначение нефтей

По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.

1. В зависимости от массовой доли серы(%) нефть подразделяют на классы 1-4 . 1 - малосернистая- до 0,6; 2 - сернистая- от 0,61-1,8; 3- высокосернистая- 1,81-3,5; 4- особо высокосернистая- свыше 3,5

2. По плотности, а при поставке для экспорта - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефти подразделяют на пять типов (таблица 1):

0 - особо легкая; 1 - легкая; 2 - средняя; 3 - тяжелая; 4 - битуминозная.

Таблица 1. – Типы товарной нефти.

Наименование показателя	Нормативная величина показателя для нефти типа
	0	1	2	3	4
Плотность, кг/м :
при 20 С	830 и менее	Свыше 830,0 до 850,0	Свыше 850,0 до 870,0	Свыше 870,0 до 895,0	Более 895
при 15 С	833,7 и менее	Свыше 833,7 до 853,6	Свыше 853,6 до 873,5	Свыше 873,5 до 898,4	Более 898,4
Выход фракций, % не менее:
до 200 С	30	27	21	-	-
до 300 С	52	47	42	-	-
Массовая доля парафина, % не более	6	6	6	-	-

Примечания:

- Определение плотности при 15 С обязательно с 01.01.04.

- Выход фракций и содержание парафина определяется только для нефтей, поставляемых на экспорт.

3. По степени подготовки нефть разделяют на группы 1-3 (таблица 2).

Таблица 2 - Группы нефти

#G0Наименование показателя	Норма для нефти группы
	1	2	3
1 Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
2 Концентрация хлористых солей, м/дм , не более	100	300	900
3 Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более	66,7 (500)	66,7 (500)	66,7 (500)
5 Содержание хлорорганических соединений, млн. (ppm)	Не нормируется. Определение обязательно

4. По массовой доле сероводорода нефть разделяют на виды 1-3

1-содержание 20 ррм; 2-50ррм; 3-100ррм. ррм-содержание 1грамма сероводорода в тонне нефти.

5. Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс "э". Структура условного обозначения нефти:

Примеры:

1) Нефть (при поставке потребителю в России) массовой доли серы 1,15% (класс 2), плотностью при 20 °С 860,0 (тип 2), концентрации хлористых солей 120 мг/дм , массовой доли воды 0,40% (группы 2), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают "2.2.2.1 ГОСТ Р 51858-2002".2) Нефть (при поставке для экспорта) массовой доли серы 1,15% (класс 2), плотностью при 20 °С 860,0 кг/м , объемной доли фракций до 200 °С - 26%, до 300 °С - 46%, до 350 °С - 55%, массовой доли парафина 4,1% (тип 2э), концентрации хлористых солей 90 мг/дм , массовой доли воды 0,40% (группа 1), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают "2.2э.1.1 ГОСТ Р 51858-2002.

Источник: ГОСТ Р 51858-2002". Нефть. Общие технические условия.