Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Деэмульгатор вода в нефти


Нефтерастворимый деэмульгатор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нефтерастворимый деэмульгатор

Cтраница 1

Нефтерастворимые деэмульгаторы образуют в нефти истинные или коллоидные растворы и почти совсем не растворяются в воде.  [1]

Нефтерастворимые деэмульгаторы следует подавать в нефть дозировочными насосами, обеспечивая при этом интенсивное смешение деэмульгаторов с нефтью.  [2]

В качестве растворителей нефтерастворимого деэмульгатора тримепяются низкомолекулярные спирты ( метиловый, изопропи - ловый и др.), ароматические углеводороды и их смеси в различных соотношениях.  [3]

В качестве растворителей нефтерастворимого деэмульгатора применяются низкомолекулярные спирты ( метиловый, изопропило-вый и др.), ароматические углеводороды и их смеси в различных соотношениях.  [4]

В качестве растворителей нефтерастворимого деэмульгатора применяются низкомолекулярные спирты ( метиловый, изопропиловый и др.), ароматические углеводороды и их смеси в различных соотношениях.  [5]

Механизм транспортной стадии для нефтерастворимых деэмульгаторов не вызывает сомнения. Чтобы судить о механизме транспортной стадии для водорастворимых деэмульгаторов, следует более подробно рассмотреть сущность этих названий. Как известно 178 - 80 ], действие деэмульгаторов основано на большой адсорбционной активности. Поэтому, если деэмульгатор будет растворяться в нефти или в воде, то это должно снизить его эффективность. Хорошо известно также 178 ], что водорастворимые деэмульгаторы чаще всего не полностью растворяются в воде, а образуют взвесь. Поэтому для деэмульгатора понятия водорастворимый и нефтерастворимый достаточно условны. Все деэмульгаторы ( включая и водорастворимые) рекомендуется вводить, по возможности, в чистом виде, или в виде высококонцентрированного раствора в каком-либо органическом растворителе. Довольно часто растворителем служит метанол.  [6]

Таким образом, при синтезе нефтерастворимых деэмульгаторов в качестве основы следует применять вещества разветвленного симметричного строения. Эффективность указанных соединений значительно выше. Водорастворимые высокоэффективные деэмульга-торы могут быть получены на основе линейных и разветвленных соединений. Целесообразность использования соединений того или иного типа в качестве деэмульгатора нужно устанавливать в каждом конкретном случае по результатам испытаний на эмульсиях различных нефтей.  [7]

При подборе для разрушения угленосных эмульсий наиболее эффективных нефтерастворимых деэмульгаторов расход их при обессоливании аналогичных нефтей не превышает уровня девонских. При проектировании технологических схем для подготовки угленосных нефтей необходимо закладывать частичное удорожание себестоимости за счет увеличения времени отстоя на 20 - f - 25 % или строительства дополнительных трубчатых каплеобра-зователей. При этом расходы на деэмульгатор и нагрев принимаются на уровне девонских нефтей.  [8]

На практике применяют как водорастворимые, так и Нефтерастворимые деэмульгаторы. Какие из них являются эффективнее, в настоящее время не установлено.  [9]

Из данных таблицы видно, что при использовании нефтерастворимых деэмульгаторов с увеличением времени турбулизации степень обезвоживания как девонской, так и угленосной нефтей при последующем отстое возрастает, а чрезмерное увеличение степени турбулизации приводит к отрицательным последствиям. Казалось бы, использование нефтерастворимых деэмульгаторов позволяет исключить длительную стадию массообменных процессов, характерных для водорастворимых реагентов, так как переход молекул деэмульгаторов на бронирующие оболочки капель не связан с необходимостью столкновения глобул воды друг с другом. Причем, с увеличением времени турбулизации эмульсии, например, на мешалке при скорости вращения вала пропеллерной насадки 500 об / мин, сверх определенного предела, гарантирующего доведение реагента до каждой глобулы, результаты, казалось бы, не должны были бы улучшаться и, в лучшем случае, должны оставаться стабильными.  [10]

В таблице 5.1 представлены результаты изменения степени обезвоживания нефти угленосного и девонского горизонтов с применением нефтерастворимых деэмульгаторов различных типов в лабораторных условиях. В качестве одного из основных изменяемых параметров были приняты время, режим и степень турбулизации эмульсии после введения в нее деэмульгатора.  [11]

Из практики же известно, что в нефтяной промышленности широко применяются как водорастворимые, так и нефтерастворимые деэмульгаторы. Преимущества нефтэрастворимых деэмульгаторов заключаются в том, что они легче смешиваются с нефтью и не вымываются водой.  [12]

Отсюда следует, что технологический эффект, получаемый в промысловых условиях при раннем введении как водорастворимых, так и нефтерастворимых деэмульгаторов, следует связывать прежде всего с этими явлениями и гидродинамическими характеристиками потока, его предрасположенностью к укрупнению капель в процессе транспортирования эмульсии по промысловым системам сбора и временем движения эмульсии по трубопроводам, являющимся по существу технологическим временем, в течение которого и протекают процессы завершения массообмена, коалесценции глобул и в отдельных случаях - расслоения потока на нефть и воду.  [13]

Процессами глубокого и достаточно длительного по времени разрушения бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды и подавлением адсорбционной активности природных ПАВ объясняется повышение степени обезвоживания нефти с увеличением времени турбулизации эмульсии, обработанной нефтерастворимыми деэмульгаторами. Выполненные исследования позволяют сделать вывод, что механизм дестабилизации эмульсии при обработке во-до-и нефтерастворимыми деэмульгаторами также различен.  [14]

При применении водорастворимого деэмулыатора готовят его 1 - 3 % - ный водный раствор в емкости, снабженной обогревом и перемешивающим устройством, Раствор деэмулыатора закачивается в дозировочные мерники, из которых направляется дозировочным насосом в нефть. Нефтерастворимый деэмульгатор подают в нефть без разбавления, используя для этого насос небольшой производительности.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Действие - деэмульгатор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Действие - деэмульгатор

Cтраница 3

Процесс действия деэмульгаторов на эмульсию весьма сложен и мало изучен. Существует несколько представлений о механизме действия деэмульгаторов.  [31]

Механическая прочность слоя служит качественной характеристикой действия деэмульгатора, чем ниже механическая прочность слоя, тем выше эффективность деэмульгатора в этой системе. Для проведения анализа необходимы: прибор СНС-2 ( рис. 38), стакан емкостью 50 см3, микрошприц на 10 мкл, деэмульгатор и нефть.  [32]

Объясняется это тем, что при встрече потока жидкости с де-эмульгатором должно произойти адсорбционное вытеснение эмульгатора из поверхностного слоя более поверхностно-активным реагентом - деэмульгатором. Наряду с этим следует указать, что действие деэмульгатора может состоять в некоторой степени и в пеп-тизации адсорбционного геля эмульгатора.  [33]

Следовательно, эффективность процесса деэмульсации характеризуется, с одной стороны, скоростью удаления мелких капель ( мелкодисперсной составляющей эмульгированной воды), с другой - интенсивностью образования ассоциатов, обусловленных эффектом флокуляции. Оптимальным образом процесс деэмульсации завершается при расходах, при которых проявляется флокуля-ционное действие деэмульгатора ( фиксируются ассоциаты), однако процесс этот выражен умеренно.  [34]

Метод основан на изменении электропроводности эмульсии в процессе ее разрушения под действием деэмульгатора [116], что сопровождается резким увеличением электропроводности. Для проведения анализа необходимы: прибор для измерения низких напряжений, гомогенизатор, стакан емкостью 100 см3, микробюретка, нефть, деэмульгатор и вода дистиллированная.  [35]

В [28] установлено, что изменение водорастворимой части молекулы оказывает большое влияние на эффективность действия деэмульгатора, чем изменение нефтерастворимой части. Для каждой зоны характеристики эмульсий существует определенное оптимальное соотношение нефте - и водорастворимых частей молекулы.  [36]

Разрушая поверхностную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию ( коалесценции) капелек воды в более крупные капли, которые при отстое эмульсии отделяются быстрее. Следует отметить, что при температурах более 120 С вязкость нефти меняется мало, поэтому эффект действия деэмульгаторов увеличивается незначительно.  [37]

Деэмульгатором называется вещество, которое разрушает эмульсию, образуя на поверхности капелек воды непрочную пленку вместо прочной, образованной эмульгатором. Пленки, образуемые деэмульгатором, легко разрываются, и заключенные-в них капля освобождаются. Действие деэмульгатора на нефть противоположно действию эмульгатора, образовавшего данную, эмульсию.  [38]

Удаление воды из масляных СОЖ не всегда возможно. Поэтому стабилизация процесса обводнения сводится к нейтрализации вредного действия воды путем введения соответствующих присадок - деэмульгаторов. Сущность действия деэмульгаторов состоит в повышении растворимости воды в масле путем образования гомогенной тройной системы: масло - деэмульгатор-вода. В СССР выпускают - деэмульгатор НЧК ( ТУ 38 - 101615 - 76), получаемый сульфированием прямогонных и гидроочищенных керосиновых фрак-ний, и деэмульгатор ОЖК ( ТУ 38 - 101417 - 73), представляющий собой смесь полиэтиленгликолевых эфиров синтетических жирных кислот, получаемых при окислении твердого парафина.  [39]

Уменьшение прочности адсорбционного слоя достигается и вводом деэмульгатора. При отсутствии на поверхности раздела твердых эмульгаторов действие деэмульгаторов - ПАВ сводится к подавлению адсорбции эмульгаторов на поверхности раздела нефть - вода. Сами они, молекулярно растворяясь в нефти или в воде, или в обеих этих жидкостях, не создают прочной адсорбционной пленки и последняя легко разрывается при столкновении капель. При наличии бронирующего слоя твердых частиц ПАВ улучшают их смачивание водой, что также способствует коалесценции.  [40]

Механизм транспортной стадии для нефтерастворимых деэмульгаторов не вызывает сомнения. Чтобы судить о механизме транспортной стадии для водорастворимых деэмульгаторов, следует более подробно рассмотреть сущность этих названий. Как известно 178 - 80 ], действие деэмульгаторов основано на большой адсорбционной активности. Поэтому, если деэмульгатор будет растворяться в нефти или в воде, то это должно снизить его эффективность. Хорошо известно также 178 ], что водорастворимые деэмульгаторы чаще всего не полностью растворяются в воде, а образуют взвесь. Поэтому для деэмульгатора понятия водорастворимый и нефтерастворимый достаточно условны. Все деэмульгаторы ( включая и водорастворимые) рекомендуется вводить, по возможности, в чистом виде, или в виде высококонцентрированного раствора в каком-либо органическом растворителе. Довольно часто растворителем служит метанол.  [41]

Дозировки деэмульгаторов подбирались с таким расчетом, чтобы не происходило слишком быстрого и полного разделения эмульсии при относительно невысоких расходах, при этом высокий расход позволяет выделить деэмульгаторы с выраженным флокулирующим действием. Таким образом, возможно выявление характерных особенностей действия деэмульгаторов различных марок. На рис. 3.43 - 3.47 представлены результаты опытов по разделению эмульсий деэмульгаторами различных серий: ДИН, СНПХ, Рекод, Интекс, Реапон, LML 4312, Далфакс.  [42]

Анализируемые деэмульгаторы наиболее эффективно будут работать совместно с магнитной обработкой. Проанализируем влияние формы изменения напряженности магнитного поля ( треугольное, прямоугольное, синусоидальное) на эффективность действия деэмульгаторов.  [44]

Исследованием был охвачен практически весь диапазон возможных сочетаний и композиций химреагентов, встречающихся в нефтепромысловой практике. Так как в отдельных операциях процесса нефтедобычи все в большей степени находит применение серная и соляная кислоты, то обсуждение результатов исследования проводится относительно основного деэмульгатора с изменением его рН путем искусственного подкисления с вводом этих кислот. Это вытекает из того факта, что для продукции большинства нефтяных районов кислая среда, как правило, снижает эффективность действия деэмульгаторов. Увеличение объема кислой среды связано с возрастающими масштабами использования различных кислот в технологических операциях.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Введение - деэмульгатор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Введение - деэмульгатор

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]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Ввод - деэмульгатор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Ввод - деэмульгатор

Cтраница 1

Ввод деэмульгатора на установке по обезвоживанию осуществляют при соблюдении равномерного его распределения в эмульсии прежде, чем он поступит в отстойник. Степень перемешивания деэмульгатора, определяемая равномерностью распределения, зависит от: а) дозировки; б) вязкости нефти; в) стойкости эмульсии; г) от степени турбулентности в трубе; д) способности его растворяться; е) длины пути перемешивания.  [1]

Ввод деэмульгатора в систему нефтегазосбора, который был внедрен для улучшения реологических свойств нефти в условиях Ножовского месторождения, также существенно осложнялся наличием большого количества механических примесей типа глины и песка в потоке, поглощавших большое количество деэмульгатора.  [2]

Ввод деэмульгатора и оптимизация его расхода непосредственно связаны с использованием вышеуказанных уравнений.  [3]

Ввод деэмульгатора в эмульсию непосредственно у скважины или в скважину способствует в большей степени снижению вязкости эмульсии. Это приводит к увеличению пропускной способности самотечных участков труб нефтесборной системы, снижению напора насоса и, вследствие этого, снижению расхода электроэнергии. Промысловые наблюдения показывают, что деэмульгаторы значительно эффективней снижают вязкость эмульсий, чем это наблюдается в лабораторных условиях.  [5]

Ввод деэмульгатора перед штуцером фонтанной скважины предупреждает образование стойкой эмульсии.  [6]

Ввод деэмульгатора в выкидную линию насосных скважин осуществляют так же как и в кольцевое пространство скважины. Деэмульгатор подают дозировочным насосом с приводом от балансира станка-качалки, смешивают с жидкостью, поступающей из скважины, и направляют в выкидную линию преимущественно перед газосепаратором.  [7]

При вводе деэмульгатора в жидкость, подвергающуюся эмульгированию, одновременно происходит обратный процесс коалес-ценсии и дестабилизации эмульсии. На выходе из НКТ жидкость представляет собой неустойчивую водонефтяную смесь с малой вязкостью.  [8]

В схеме предусмотрен ввод деэмульгатора в поток идущей от скважины - нефти перед газовым1 сепаратором и последующий распределенный-ввод обработанной реагентом эмульсии под слой дренажной воды. При этом достигались две основные цели: уменьшение капитальных вложений - на оборудование и снижение эксплуатационных затрат.  [9]

Последнее обстоятельство ( место ввода деэмульгатора в нефть) имеет весьма важное значение и существенно может влиять на эффективность его применения. По мер е улучшения подготовки нефти на промыслах и оптимизации режима ее обессоливания на НПЗ расход деэмульгатора уменьшается и продолжаются поиски возможности его дальнейшего снижения. В связи с этим выбор точки ( или точек) его подачи в технологическую схему ЭЛОУ приобретает особое значение. Следует учитывать, что оптимальное место ввода деэмульгатора в нефть, обеспечивающее максимальную эффективность его воздействия на эмульсию при минимальном расходе, тоже зависит от ряда свойств нефти и деэмульгатора, а также от места подачи промывной воды в нефть.  [10]

Время перемешивания на качалке после ввода деэмульгатора - 15 мин.  [12]

Уменьшение прочности адсорбционного слоя достигается и вводом деэмульгатора.  [13]

Нами получены изотермы межфазного натяжения при вводе деэмульгатора ДИН-4 в разные фазы ( рис. 3.12), подтверждающие ранее сделанные выводы.  [14]

Для этого должен производится критический анализ объектов ввода деэмульгатора в системе неф-тесбора с обоснованием их количества с учетом обводненности продукции скважин, объемов перемещаемой жидкости, наличия на конкретных участках дожимных насосных станций ( ДНС), работающих в режиме предварительного сброса пластовой воды.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru