Большая техническая энциклопедия
0 1 3 4 9
D V
А Б В Г Д Е Ж З И Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Ь Э Ю Я
В- ВА ВВ ВГ ВД ВЕ ВЗ ВИ ВЛ ВН ВО ВП ВР ВС ВТ ВУ ВХ ВЫ

Введение - деэмульгатор

 
Введение деэмульгаторов при этом не требуется. Применение композиции способствует получению высококонцентрированных эмульсий. При этом обезвоживание не ухудшается. Проведенные исследования показали, что при кратности эмульсий, равной 5 - s - 2 3: 1, последние расслаиваются легко.
Введение деэмульгаторов при этом не требуется. Применение композиции способствует получению высококонцентрированных эмульсий. При этом обезвоживание не ухудшается. Проведенные исследования показали, что при кратности эмульсий, равной 5 2 3: 1, последние расслаиваются легко.
После введения деэмульгатора образец эмульсии помещают в аппарат для встряхивания проб ( 1 15 - 125 двойных ходов в минуту) и пе-ремешивают В течение 15 мин.
После введения деэмульгатора его необходимо как можно мельче механически раздробить и образовавшиеся частицы равномерно размешать по объему нефти.
При введении деэмульгатора в эмульсионную нефть он вследствие своей растворимости в обеих фазах эмульсия свободно проникает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе вода-нефть, что способствует разложению эмульсии.
При введении деэмульгатора в турбулентный поток обводненной нефти в трубопроводе происходят интенсивное разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды и укрупнение незащищенных глобул в десятки и сотни раз.
При введении деэмульгатора в эмульсионную нефть он вследствие своей растворимости в обеих фазах эмульсии свободно проникает во внутреннюю фазу, разрушает пленки эмульгаторов, снижает поверхностное натяжение на границе вода - нефть, что способствует разложению эмульсии.
Выбор точки введения деэмульгатора был обусловлен тем, чтобы хорошо обезвоженную, обеззоленную и обессоленную смолу подавать непосредственно на склад, минуя конечные холодильники.
Рассмотренный нами выше метод введения деэмульгаторов в рабочую жидкость ГПНУ и промывка поднимаемой из скважины смеси жидкостей через слой пластовой воды позволяет чрезвычайно упростить процесс предварительного обезвоживания нефти.
Возможность дополнительной стабилизации, обусловленной введением деэмульгатора, доказана при модельных исследованиях. Из таблицы видно, что по мере увеличения содержания раствора NP-12 в системе сначала возникают стабильные пленки масла и лишь при еще больших добавках происходит их разрушение.
Предварительно для решения поставленных вопросов устанавливалась возможность введения деэмульгатора Азербайджан в глинистые растворы и допустимые концентрации этого ПАВ в растворах, при которых не ухудшаются их параметры.
Таким образом, в газоэмульсионном потоке массообмен при введении деэмульгатора завершается значительно быстрее, чем в потоке без газа. Тем самым обеспечивается эффективное использование деэмульгатора, так как многократные процессы коалесцен-ции и дробления капель под действием турбулентных и макротур-булентных пульсаций в высокоскоростном газоэмульсионном потоке создают равномерное распределение деэмульгатора между каплями дисперсной фазы - пластовой воды, обеспечивая одинаковые условия для удаления природных эмульгаторов с поверхности каждой капельки.
Для ряда пленок, преимущественно с большим временем формирования, введение деэмульгатора в малых дозах снижает их прочность ступенчато, а увеличение расхода реагента до 30 г / т для угленосной нефти приводит к сокращению разницы в остаточной прочности пленок с разным временем формирования. Для девонской нефти такой зависимости не наблюдается.
Влияние удельного. По результатам измерений был сделан вывод о том, что введение деэмульгатора значительно снижает вязкость эмульсий во всем интервале исследуемых температур. Испытаниям реагентов сепарол-29 и сепарол-25 с ингибитором 3 было уделено особое внимание, поскольку первый из них был рекомендован в свое время западно-германской фирмой БАСФ как низкотемпературный реагент, а второй содержал ингибитор коррозии.

Сущность внутритрубной деэмульсации нефти заключается в том, что при введении деэмульгатора в трубопровод в турбулентный поток обводненной нефти происходит интенсивное разрушение бронирующих оболочек асфальтово-смолистых веществ на каплях пластовой воды в результате гидродинамического воздействия турбулентных пульсаций. Наиболее благоприятные условия для доведения деэмульгатора до капель и соударения их, приводящего к слиянию мельчайших капелек, обеспечивает развитое турбулентное течение. Однако в таком турбулентном потоке, несмотря на отсутствие бронирующих оболочек, полного расслоения эмульсии не происходит. Капли, укрупняясь, достигают максимального размера, после чего вновь дробятся турбулентными пульсациями. Таким образом, при внутритрубной деэмульсации нефти в нефтесборной системе движется неустойчивая грубодисперсная эмульсия с каплями, лишенными прочной адсорбционной оболочки асфальтово-смолистых веществ.
В первом случае процесс хлопьеобразования при смешении капель девонской и угленосной вод мог происходить только в присутствии реагента, во втором случае этот процесс может опережать введение деэмульгатора в глобулы, как это происходит в промысловых условиях.
В первом случае процесс хлопьеобразования при смешении капель девонской и угленосной вод мог происходить только в при - 9утствии реагента, во втором случае этот процесс может опережать введение деэмульгатора в глобулы, как это происходит в промысловых условиях.
При дальнейшем утоньшении пленок сопротивление выдавливанию резко падает и иногда переходит в область отрицательных значении, что соответствует процессу разрыва пленки. Введение деэмульгатора в систему приводит; не только к резкому снижению р, но и к разрыву нефтяных пленок при значительных-почти в 2 раза больших, толщинах.
В процессе внедрения эмульсий в качестве жидкостей разрыва оказалось, что подбором соответствующих эмульгаторов можно получить нестойкие, легко разрушаемые эмульсии. Разрушение эмульсий происходит вследствие введения деэмульгаторов или разбавления их основной жидкостью. В качестве эмульгаторов для получения эмульсий нефти в воде применяются, например, соли жирных аминокислот, а в качестве деэмульгаторов - ПАВ.
Однако именно это обстоятельство и яв-яется основным препятствием в получении глубоко обессоленной ефти с помощью небольшого количества пресной воды. Установле-о, что требование о введении деэмульгатора в каждую каплю пла-товой воды является необходимым, но недостаточным.
Нефтяная эмульсия, проходя по промысловым коммуникациям, оказывается в различных гидродинамических условиях, при которых может происходить как дробление, так и укрупнение капель. Наличие дополнительных факторов ( нагрев, введение деэмульгаторов и др.) при определенных гидродинамических условиях может привести к разделению фаз эмульсии, транспортируемой по трубопроводам.
Чем раньше деэмульгатор вводится в смесь воды и нефти, тем легче происходит дальнейшее разделение эмульсии. Однако для разделения эмульсии еще недостаточно одного введения деэмульгатора, необходимо обеспечить полный контакт его с обрабатываемой эмульсией, что достигается интенсивной турбулизацией и подогревом эмульсий.
Найден и широко апробирован в течение многих лет сравнительно простой и достаточно эффективный способ подготовки рабочей жидкости. Доказана эффективность способа предупреждения образования стойких эмульсий введением химических деэмульгаторов в жидкость.
Относительный расход неионо-генных деэмульгаторов обычно невелик и составляет 0 00002 - 0 00006 от расхода обрабатываемой нефтяной эмульсии. Наименьшая концентрация раствора деэмульгатора, вводимого в поток, составляет обычно 2 %, поэтому начальная обводненность рд0 может изменяться от 0 00002 в случае ввода концентрированного деэмульгатора до 0 003 при введении разбавленного деэмульгатора.
Установлено, что гидравлические характеристики потока определяются средней скоростью сдвига независимо от диаметра трубопровода и что некоторые особенности течения нефтяных эмульсий обусловливаются физико-химическими свойствами компонентов, наличием в нефти природных эмульгаторов и действием вводимых деэмульгаторов. Природные эмульгаторы ( асфальтены, смолы, парафины) придают эмульсиям устойчивость в потоке, поэтому неоднородность их концентрации и вязкости по сечению трубопровода меньше, чем у эмульсий машинного масла с водой. Но введение деэмульгатора в поток снижает устойчивость эмульсии, вследствие чего неоднородность потока как в слоистом течении, так и в течении с миграцией капель несколько увеличивается. Это сказывается на гидравлическом сопротивлении: оно более заметно отклоняется от сопротивления трения, соответствующего однородному течению. Однако в целом при добавлении деэмульгатора вязкость эмульсии понижается.
Присутствие в нефти маслораствори-мых высокомолекулярных ПАВ ( асфал ьтенов, порфиринов и др.) вызывает образование на поверхности капель воды сильно развитого адсорбционного слоя - структурно-механического барьера, обеспечивающего высокую устойчивость нефтяной эмульсии. Вместе с тем попадание эмульгированной воды в аппаратуру нефтетранспорта и нефтепереработки недопустимо, поскольку содержащиеся в ней соли и сероводород вызывают быструю коррозию аппаратуры. Для разрушения этих и других эмульсий используют самые разнообразные методы: введение поверхностно-активных деэмульгаторов, способных вытеснить стабилизатор с поверхности капель, химическое связывание стабилизатора, изменение рН и электролитного состава среды для прямых эмульсий, воздействие на эмульсии электрическими полями, теплотой, ультразвуком.
Эффективным средством для разделения эмульсий является использование деэмульгаторов, понижающих поверхностное натяжение на границе сырье - вода. Деэмульгаторы целесообразно вводить непосредственно на заводах-изготовителях сырья. Сырье с добавкой деэмульгатора менее склонно к образованию эмульсии и, кроме того, как показывает опыт работы с мазутами [139], в таких продуктах эмульсия разделяется значительно быстрее, чем при введении деэмульгатора в готовую эмульсию.
Расчеты по формуле (4.10) показывают, что в начальной стадии интенсивность массообмена незначительная вследствие малого числа соударений, приходящихся на капли, содержащие деэмульгатор, из-за малого числа этих капель. Затем интенсивность массообмена возрастает, достигает наибольшего значения при рд0 5, когда наступает равенство между количествами капель с деэмульгатором и без него. В дальнейшем интенсивность массообмена снижается из-за уменьшения числа слияний разнородных капель, так как капель без деэмульгатора становится все меньше и меньше. Отличие массообмена при введении концентрированного деэмульгатора от массообмена при введении разбавленного деэмульгатора состоит в задержке доведения деэмульгатора до капель пластовой воды. Увеличение скорости потока приводит к росту интенсивности массообмена, и соответственно раньше завершается доведение деэмульгатора до капель пластовой воды. Увеличение скорости потока с 1 до 3 м / с обусловливает сокращение времени массообмена в 2 8 раза.
Для предотвращения коррозии кожухотрубчатых теплообменников целесообразно заменить трубные пучки из углеродистой стали латунными. Теплообменники типа труба в трубе рекомендуется [21] защищать лакокрасочным покрытием с добавлением 4 - 5 % порошковидного алюминия или графитного порошка. Этой же цели служит применение теплопроводящих пластиков в качестве покрытий и эмалирование. Снижение коррозии достигается также введением деэмульгаторов в систему ЭЛОУ после теплообменников.

Последнее свидетельствует о том. Однако именно это обстоятельство и является основным препятствием в получении глубоко обессоленной нефти с помощью небольшого количества пресной воды. Установлено, что требование о введении деэмульгатора в каждую каплю пластовой воды является необходимым, но недостаточным.
В турбулентном потоке возникают зоны, обусловленные неравномерностью пульсации и наличием переменного по сечению трубопровода градиента скорости, в которых возможно существование капель различного диаметра. Мелкие капли, перемещаясь по сечению трубопровода и попадая в зоны более низких градиентов скорости и меньших масштабов пульсаций, испытывают тенденцию к укрупнению, а попадая в зоны высоких градиентов и больших масштабов пульсаций - испытывают тенденцию к дроблению. Следовательно, нефтяная эмульсия, проходя по промысловым коммуникациям, оказывается в различных гидродинамических условиях, при которых может происходить дробление и укрупнение дисперсионной фазы. Наличие дополнительных факторов ( нагрев, введение деэмульгаторов и др.) при определенных гидродинамических условиях могут привести к разделению фаз эмульсии, транспортируемой по трубопроводам.
Расчеты по формуле (4.10) показывают, что в начальной стадии интенсивность массообмена незначительная вследствие малого числа соударений, приходящихся на капли, содержащие деэмульгатор, из-за малого числа этих капель. Затем интенсивность массообмена возрастает, достигает наибольшего значения при рд0 5, когда наступает равенство между количествами капель с деэмульгатором и без него. В дальнейшем интенсивность массообмена снижается из-за уменьшения числа слияний разнородных капель, так как капель без деэмульгатора становится все меньше и меньше. Отличие массообмена при введении концентрированного деэмульгатора от массообмена при введении разбавленного деэмульгатора состоит в задержке доведения деэмульгатора до капель пластовой воды. Увеличение скорости потока приводит к росту интенсивности массообмена, и соответственно раньше завершается доведение деэмульгатора до капель пластовой воды. Увеличение скорости потока с 1 до 3 м / с обусловливает сокращение времени массообмена в 2 8 раза.
Во многие компрессорные скважины нефть поступает вместе с пластовой водой. Поэтому по трубам перемещается водонефтяная смесь. Если рабочим агентом служит воздух, то образуется весьма стойкая мелкодисперсная эмульсия. Кроме того, вязкость этой эмульсии велика, что также ухудшает условия движения смеси по трубам. Установлено, что с уменьшением поверхностного натяжения в системе жидкость - газ дебит при прочих равных условиях возрастает. Аналогичное явление наблюдается и при уменьшении вязкости. Для уменьшения вязкости и поверхностного натяжения в последнее время широко применяется внутрискважинная деэмульсация. Вместе с рабочим агентом в скважину вводят химический реагент, способствующий уменьшению поверхностного натяжения на границах нефть - вода, нефть-газ, вода - газ. Это препятствует созданию мелкодисперсной вязкой эмульсии. При введении деэмульгатора дебит жидкости увеличивается примерно на 15 %, а рабочее давление и удельный расход газа уменьшаются. Подача деэмульгатора в скважину осуществляется при помощи специальных дозаторных насосов, устанавливаемых обычно при воздухораспределительных будках для обслуживания группы скважин.
Однако введение реагентов на забой скважин представляет со - - бой существенные технические трудности. Это делает метод полезным только в отдельных случаях. Более широко применяется введение реагента в выкидные линии, в точке около устья скважин. Однако при большом числе скважин это тоже практически непростая проблема, так как стоимость дозировочных насосов довольно высокая, а их обслуживание требует затрат времени. Поэтому нередко принимаются решения об установке дозаторов, общих для группы скважин. В этом случае дозатор устанавливается на наиболее высокопродуктивной скважине, характеризуемой тонкодисперсной эмульсией и работающей непрерывно, ее выкидная линия соединяется с коллектором к которому присоединены выкидные линии других скважин. В наиболее общем случае дозировка реагента осуществляется на головном участке сборного трубопровода, что также гарантирует обработ -:, ку продукции всех скважин. Для установки одного дозатора требуются меньшие капитальные вложения и обеспечиваются минимальные эксплуатационные затраты. Это создает определенную экономию средств, хотя и имеет место повышенный расход деэмульгатора из-за недостаточно длительного смешения. Характерно, что в американской практике до сих пор рассматривают введение деэмульгатора в трубопровод лишь как средство повышения эффективности смешения и снижения расхода деэмульгатора.
 
Loading
на заглавную 10 самыхСловариО сайтеОбратная связь к началу страницы

© 2008 - 2014
словарь online
словарь
одноклассники
XHTML | CSS
Лицензиар ngpedia.ru
1.8.11