Cтраница 2
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. [16]
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. [17]
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. [18]
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. [19]
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. [20]
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. [21]
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. [22]
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. [23]
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. [24]
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. [25]
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. [26]
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. [27]
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. [28]
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. [29]
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. [30]