Технология применения деэмульгаторов в процессах промысловой подготовки нефти. Виды деэмульгаторов нефти


Что такое эмульгаторы и деэмульгаторы. Перечислите основные виды деэмульгаторов.

Для разрушения нефтяных эмульсий, а также для предотвращения их образования широко применяются деэмульгаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), обладающие гораздо большей активностью, чем эмульгаторы.

Основное назначение деэмульгаторов - вытеснить с поверхностного слоя капель воды эмульгаторы - естественные поверхностно-активные вещества, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафин и мехпримеси) и в воде (соли, кислоты).

Вытеснив с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофильный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении коалесцируют (сливаются) в более крупные капли и оседают. Чем деэмульгатор эффективнее, тем больше он снижает прочность «бронированного» слоя и способствует более интенсивному разрушению эмульсий.

 

10. Типы нефтяных эмульсий. Точка инверсии.

Электрические свойства эмульсий.Нефть и вода в чистом виде являются диэлектриками. Однако даже при незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот, ее электропроводность увеличивается многократно. Поэтому электропроводность нефтяной эмульсии обуславливается количеством воды, степенью дисперсности, количеством солей и кислот. Экспериментально установлено, что в нефтяных эмульсиях, помещенных в силовое поле, капли воды располагаются вдоль силовых линий, что приводит к резкому увеличению электропроводности. Данное свойство и послужило причиной использования электрического поля для разрушения эмульсий.

Коагуляция- это укрупнение диспергированных частиц, вызываемое их слипанием под действием молекулярных сил сцепления при броуновском движении, когда происходит их сближение на расстояние сферы действия сил сцепления. Противодействуют же этому сближению электростатические силы отталкивания частиц.

Коагуляция (слипание) частиц может быть вызвано также изменением состава дисперсионной среды, повышением температуры, добавкой деэмульгаторов.

Коалесценция - слияние в единое целое капелек воды или нефти является наиболее глубокой стадией коагуляции частиц с полным исчезновением поверхности соприкосновения, происходит уменьшение общей поверхностной энергии за счет уменьшения общей поверхности S. Коалесценция ведет к разрушению дисперсной системы, т.е. к разрушению эмульсии.

Инверсия- это обращение фаз (превращение одного типа эмульсии в другой), которое происходит обычно при введении в эмульсию поверхностно - активного вещества, являющегося стабилизатором эмульсии другого типа, или вследствие изменения процентного содержания воды в эмульсии. Дисперсная фаза становится дисперсионной средой, а дисперсионная среда - дисперсной фазой.

Инверсия имеет важное практическое значение, так как эмульсии типа Н/В где внешней фазой является вода, имеют меньшую вязкость и для перекачки требуют меньше энергетических затрат, чем эмульсии типа В/Н. Эмульсии типа Н/В встречаются в основном при переработке нефти и при добыче сильно обводненной продукции. Такие эмульсии хорошо смешиваются с водой в любых соотношениях и могут сильно загрязнять водоемы.

 

11. Какие факторы влияют на стойкость нефтяных эмульсий? «Старение» нефтяных эмульсий. Для более успешного разрушения эмульсий и прекращения их «старения» деэмульгаторы следует подавать на забой скважин и осуществлять «внутрискважинную» деэмульсацию. При подаче деэмульгаторов на забой скважин обычно происходит инверсия эмульсии, т.е. эмульсия типа В/Н превращается в эмульсию типа Н/В, вязкость которой равна 1 мПа×С, так как внешней ее фазой является вода, что существенно снижает потери давления на трение.

 

12. Свойства нефтяных эмульсий. Плотность, вязкость, дисперсность.

Дисперсность эмульсий- это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность эмульсий во многом определяет другие свойства эмульсий.

Дисперсность эмульсий обычно характеризуется тремя величинами:

1) диаметром капелек d

2) коэффициентом дисперсности D =1/d

3) удельной поверхностью Sуд (отношение суммарной поверхности частиц к их общему объему).

Удельная поверхность всякой дисперсной системы Sуд равна суммарной поверхности этой системы S, деленной на суммарный объем этой системы V. Удельную поверхность эмульсий, содержащих в дисперсной фазе сферические частицы диаметром d можно определить по формуле:

(4.1)

т.е. удельная поверхность обратно пропорциональна размеру частиц.

Вязкость эмульсий нельзя представить как суммарную вязкость нефти и воды, т.е.

m э ¹ mн + mв ,

она зависит от вязкости нефти, температуры образования эмульсии, количества воды, диаметра капель дисперсной фазы в дисперсионной среде.

Вязкость нефтяных эмульсий, как и вязкость парафинистых нефтей не подчиняется закону Ньютона, а изменяется в зависимости от градиента скорости dw/dх и называется кажущейся вязкостью m*.

Увеличение содержания воды в нефтяной эмульсии приводит к увеличению кажущейся вязкости до точки инверсии т.е. превращения одного типа эмульсии в другой.

Эйнштейн предложил формулу для определения вязкости эмульсий:

h0 = h (1 + 2,5 j ) ,

где h0 - вязкость дисперсной системы ; h - вязкость дисперсионной среды; j - отношение объема диспергированного вещества к общему объему системы (для эмульсий типа В/Н это процент обводненности).

На практике вязкость нефтяной эмульсии можно определить при помощи вискозиметра.

Плотность эмульсий.Плотность эмульсий определяется методами, принятыми для жидкостей, с учетом процентного содержания воды в нефти по их известным плотностям по следующей формуле:

(4.2)

где rэ, rн, rв - плотность эмульсии, нефти и воды соответственно;

 

cyberpedia.su

Понятие о реагентах-деэмульгаторах нефтяных эмульсий.

Устойчивость нефтяных эмульсий определяется образованием на поверхности капель дисперсной фазы абсорбционных оболочек с высокой структурной вязкостью. К веществам, способным образо­вывать такие оболочки в эмульсиях типа вода в нефти, относятся смолы, асфальтены, высокоплавкие парафины. Состав защитных слоев нефтяных эмульсий различен. Кроме основных стабилизаторов — смол и асфальтенов — в них входят: соли нафтеновых кислот и тяжелых металлов; микрокристаллы парафина и твердые частицы минеральных и углистых суспензий, порфириты и их окислы, содержащие тяжелые металлы и т. д. Эти защитные слои на поверхности капель препятствуют уменьшению толщины пленки при сближении капель и тем самым предотвращают процесс их слияния.Для того чтобы осуществить процесс расслоения устойчивой нефтяной эмульсии, необходимо устранить структурно-механический барьер на поверхности капель со стороны дисперсионной среды. Разрушить такой барьер можно только введением в систему поверхностно-активных веществ (ПАВ), именуемых реагентами-деэмульгаторами.При введении реагента-деэмульгатора в нефтяную эмульсию на границе раздела фаз нефть — вода протекают следующие процессы. Молекулы реагента-деэмульгатора, обладая большей активностью, чем природные стабилизаторы нефтяных эмульсий, вытесняют последние с границы раздела фаз нефть - вода.Образующиеся на их месте абсорбционные слои из молекул деэмульгатора практически не обладают заметными структурно-механическими свойствами, что создает возможность для слияния капель воды при их контакте друг с другом.Адсорбция молекул реагента-деэмульгатора на поверхности капель снижает межфазное натяжение на границе раздела нефть-вода, что улучшает при дополнительном воздействии на капли, их взаимное слияние. Таким дополнительным воздействием может служить электрическое поле, под действием которого капли воды поляризуются и притягиваются друг к другу противоположно заряженными полюсами. Для облегчения сближения капель применяют подогрев эмульсии, благодаря чему снижается вязкость нефти, и скорость движения капель воды при их сближении возрастает.Реагенты-деэмульгаторы, используемые для разрушения нефтяных эмульсий, подразделяют на две группы: ионогенные и неионогенные. Ионогенные деэмульгаторы в водных растворах диссоциируют на ноны. В зависимости от того, какие ионы (анионы или катионы) являются поверхностно-активными, ионогенные деэмульгаторы подразделяются на анионактивные и катионактивные. Неионогенные деэмульгаторы не диссоциируют на ионы в водных растворах. Ионогенные деэмульгаторы, такие как нейтрализованный черный контакт (НЧК) и нейтрализованный кислый гудрон (НКГ), применявшиеся ранее для подготовки нефти, имеют существенные недостатки:

- при взаимодействии с пластовой водой образуют твердые вещества, выпадающие в осадок (гипс, гидрат окиси железа и др.),

- являются эмульгаторами для эмульсий типа нефть в воде, что ухудшает качество воды,

- имеют большой удельный расход (0,5—3 кг/т).

Поэтому ионогенные деэмульгаторы в настоящее время почти не используются.Неионогенные деэмульгаторы синтезируют на основе продуктов реакции окиси этилена или окиси пропилена со спиртами, жирными кислотами и алкилфенолами. Удлинение оксиэтиленовой цепи повы­шает растворимость деэмульгатора в воде за счет увеличения гидрофильной (водорастворимой) части молекулы. Если заменить окись этилена окисью пропилена, то можно существенно повысить растворимость деэмульгатора в нефти, не нарушая его гидрофильных свойств. Неионогенные деэмульгаторы не взаимодействуют с растворенными в пластовой воде солями металлов и не образуют твёрдых осадков. Удельный расход их значительно ниже, чем ионогенные (5—50 г/т).Новые деэмульгирующие материалы не чистые вещества, а смесь полимеров разной молекулярной массы с различными гидрофобными свойствами. Поэтому они обладают гораздо более широким диапазоном растворимости в различных нефтях или в пластовых водах различной минерализации. Неионогенные деэмульгаторы подразделяются на водорастворимые и маслорастворимые (нефтерастворимые). Подбор деэмульгатора осуществляют в зависимости от эмульсионности нефти и эффективности реагента.

 

3.4.Технология применения деэмульгаторов в процессах промысловой подготовки нефти.

 

С появлением надежных и точных дозирующих насосов на месторождениях наибольшее применение нашла подача неразбавленного реагента. Для этого требуются несложные установки, состоящие в основном из небольшого дозировочного насоса и бачка с чистым реагентом. Специальных устройств для смешения в виде лабиринтов в трубах или смесительных соединений не требуется, так как за счет турбулентности потока до поступления смеси на установку достигается ее хорошее перемешивание.Если проба эмульсии, взятая непосредственно перед поступлением на установку по подготовке нефти, разрушается без дополнительного встряхивания, это значит, что перемешивание реагента произошло полное и место подачи его в поток выбрано правильно. Если же для достижения видимого разрушения эмульсии необходимо встряхивание, это указывает на недостаточное перемешивание реагента с эмульсией, а также на то, что место ввода его в линию необходимо отнести дальше от установки подготовки нефти. Хотя традиционное место ввода деэмульгатора – установка промысловой подготовки нефти, но высокая эффективность ранней обработки водонефтяной эмульсии стимулирует подачу химического реагента непосредственно в скважину. Однако при этом необходимость химической обработки скважинной продукции, поступившей на установку, не исключается, но суммарный расход реагента снижается, а эффективность процесса повышается. Ввод деэмульгатора в обеих точках осуществляется в этом случае одновременно, т.е. использование скважины как объекта ввода деэмульгатора не исключает необходимости химической обработки на установке. Непосредственно в скважины реагент может подаваться на забой через затрубное пространство или в выкидную линию. Процесс ввода деэмульгатора на забой скважины с целью предотвращения образования стойких нефтяных эмульсий получил название внутрискважинной деэмульсации. При газлифтной эксплуатации скважин наиболее целесообразно подавать реагент вместе с рабочим агентом. Для этой цели хими­ческий реагент с помощью дозировочного насоса вводят в газовую линию. В настоящее время в зависимости от конкретных условий нефтяных месторождений и от принятой системы сбора реагент вводится:

- в поток на скважинах;

- на групповых замерных установ­ках;

- на дожимных насосных станциях;

- на установках предварительного сброса воды;

- на центральных пунктах перед установкой подготовки нефти.

Наибольшее распространение получила схема подачи деэмульгатора, сочетающая в себе два процесса:

1. предварительное обезвоживание с доведением остаточной воды в нефти до величины не более 10%;

2. глубокое обезвоживание и обессоливание, после которого содержание остаточной воды не более 1,0%.

В связи с этим реагент подается в первом случае перед узлом сепарации на установке предварительного сброса воды (УПСВ), а во втором непосредственно перед установкой подготовки нефти. Подача реагента осуществляется с помощью дозировочных установок.

Оборудование для дозирования реагентов.

Блок БР-2,5

Блок для дозирования реагентов БР-2,5 предназначен для приготовления, а также дозирования чистых деэмульгаторов и ингибиторов коррозии и может устанавливаться на групповых замерных установках или установках по подготовке нефти. Блок БР-2,5 состоит из рамы-саней, теплоизолированной будки, технологической емкости, шестеренного насоса РЗ-4,5а, плунжерного дозировочного насоса НД-0,5Р-2,5/400, электрообогревателей, вентилятора, запорно-регулирующей арматуры, системы контроля и управления.

Принципиальная технологическая схема блока представлена на рис.3.2. Технологическую емкость заправляют химическим реагентом или ингибитором коррозии с помощью шестеренного насоса 3. В случае же применения обоих реагентов предусмотрена обводная линия от технологической емкости на прием шестеренного насоса, по которой осуществляется их перемешивание рециркуляцией потока по линии "емкость-насос-емкость".

Внутри технологической емкости 1 установлен электронагре­ватель 5 мощностью 3,75 кВт, который поддерживает температуру реагента 60 0С с целью снижения его вязкости и обеспечения равномерного заполнения цилиндра дозировочного насоса 4. Сверху емкости предусмотрен смотровой люк 2, снабженный крышкой. Дозировочный насос непрерывно подает реагент в технологический трубопровод.

 

Рис.3.2. Технологическая схема блока для дозирования реагентов БР-2,5

 

Система контроля и регулирования блока БР-2,5 осуществляет контроль предельных уровней реагента в емкости, при достиже­нии которых отключаются электродвигатели дозировочного или шестеренчатого насосов, и контроль (при помощи электроконтактного манометра) давления нагнетания дозировочного насоса, при превышении которого также отключается электродвигатель. Все оборудование установок (рис.3.3.) размещено в теплоизолированной будке 1, смонтированной на сварной раме-санях 2. Будка разделена герметичной перегородкой 4 на два отсека (технологический и приборный). В технологическом отсеке размещены технологическая емкость 8, трубчатый электронагреватель 5, шестеренный 7 и дозировочный 6 насосы, а также средства контроля и управления 3. Путем подачи в смеситель в определённых соотношениях воды и концентрированного реагента на установке БР-25 при необходимости можно приготовить и дозировать водный раствор реагентов.

Однако, как бы не была совершенна схема подачи деэмульгатора, положительных результатов в процессе подготовки нефти можно добиться только при правильном подборе реагента, месте его дозирования и рациональном расходе.

 

Рис.3.3. Блоки дозирования химреагентов БР-2,5 и БР-10

Технологическая характеристика блоков БР приведена в табл. 3.1.

 

Таблица 3.1

Показатели Блок дозирования химреагентов
БР-2,5 БР-10 БР-25
Размер дозы, г/т. 10¸50 10¸50 10¸50
Вязкость дозируемой среды, МПа×с. до 1000 до 850 до 850
Подача дозировочного насоса, л/ч. 2,5
Рекомендуемое давление нагнетания, МПа.
Температура дозируемого реагента, °С 50¸60 20¸60 20¸60
Температура окружающей среды, °С. -40¸+50 -40¸+50 -40¸+50
Запас химического реагента, сут. 2¸10
Масса, кг.

Установка НДУ-50/150

 

Для подачи небольших объемов неразбавленного реагента применяются установки НДУ-50/150. Установка состоит (рис.4) из насоса а с редуктором б, электродвигателя в, емкости для реагента г, трубки высокого давления д и форсунки е.

Техническая характеристика установки НДУ-50/150 приведена в табл.3.2.

 

Таблица 3.2

Производительность насоса, л/ч, при числе хо­дов плунжера в минуту - 50 - 150   0,006 – 0,120 0,30 – 2,160
Давление нагнетания, МПа (кгс/см2) До 12,5 (125)
Диаметр плунжера, мм
Длина хода плунжера, мм
Объем емкости для реагента, м3 0,215
Масса (без масла и реагента), кг

На установке НДУ-50/150 используется одноплунжерный вертикальный насос, который крепится к корпусу редуктора. Плунжер 8 приводится в движение посредством пружины 9 при всасывании и кулачка 13 при нагнетании.

Электродвигатель устанавливается на плите 1. Реагент заливается через верхнюю горловину 3. В нижней части емкости имеется отстойник 2. Реагент через штуцер 4 отстойника, запорный кран 5 и трубку низкого давления 6 поступает на прием насоса. Подача реагента осуществляется через обратный клапан, трубку высокого давления д и форсунку е, устанавливаемую на трубопроводе 10.

На корпусе имеется штуцер 7, служащий для удаления воздуха из-под обратного клапана насоса, а также для замера с помощью бюретки уровня реагента в емкости и производительности насоса. Ступенчатое регулирование подачи насоса производится сменой кулачков. Кулачок с одним выступом обеспечивает подачу 0,006 – 0,120 л/ч при 50 ходах плунжера в минуту, кулачок с тремя выступами – в пределах 0,030 – 2,160 л/ч при 150 ходах в минуту.

Плавное регулирование подачи реагента осуществляется по­воротом плунжера: при повороте вправо подача увеличивается, при повороте влево – уменьшается. Плунжер поворачивают с помощью зубчатого сектора, закрепленного на хвостовике плунжера. Зубчатый сектор находится в зацеплении с зубчатой рейкой регулятора подачи 12. Для предварительной установки подачи насоса необходимо вывести из зацепления рейку и повернуть плунжер в положение, соответствующее требуемой подаче. При тонкой регулировке рейка и сектор приводятся в движение вручную поворотом винта регулятора. После окончательной регулировки винт регулятора фиксируется с помощью стопорного винта 11.

 

 

Читайте также:

  1. I. Общее понятие о целях, содержании, средствах и видах общения
  2. II. Исключить «лишнее» понятие
  3. Административное наказание: понятие и виды
  4. Акты применения правовых норм: понятие, характерные черты, виды
  5. Акты толкования норм права: понятие и виды.
  6. Акции: понятие, категории, выпуск, размещение, виды прав акционеров.
  7. Ассортимент товаров, понятие, свойства и показатели.
  8. Аудитория СМИ: понятие и взаимоотношения с редакцией
  9. Аудиторский финансовый контроль: понятие, особенности, виды.
  10. Банковская система РФ: понятие, структура. Проблемы и направления развития банковского сектора России.
  11. Безопасность: понятие, классификация
  12. Безработица: понятие, показатели, виды

lektsia.info

Деэмульгаторы нефтяных эмульсий - Справочник химика 21

    С тех пор синтезировано и предложено большое количество поверхностно-активных веществ в качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий. Б США и других странах возникли специальные фирмы, выпускающие деэмульгаторы многих марок для нефтяной промыш ленности. Практически можно применять один — два универсальных и экономически выгодных деэмульгатора, пригодных для большинства нефтей, и небольшое число деэмульгаторов (более сложных и дорогих) для разрушения тяжелых эмульсий, образующихся с нефтями отдельных месторождений, ловушечных, амбарных и др. [c.82]

    Термохимический способ. В подогретую нефть вводят 0,5—2,0°/о различных химических реагентов (деэмульгаторов), например нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой водный раствор кальциевых или натриевых солей сульфокислот, получаемых из отбросных кислых гудронов. К настоящему времени синтезировано большое количество поверхностно-активных веществ (ПАВ), используемых в качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий. По внешнему виду это густые жидкости, мазеобразные или твердые вещества. Деэмульгаторы растворяют в широких фракциях (160—240 °С 170—270 °С) ароматических углеводородов или в метиловом спирте и в виде 40—70%-ных растворов поставляют потребителям. [c.13]

    С м и р н о в Ю. С., Петров А. А. Исследование полигликолевых эфиров алкилфенолов. Разработка технологии получения высокоэффективных реаген-тов-деэмульгаторов нефтяных эмульсий и их деэмульгирующая способность. Труды Гипровостокнефти, выи. X. М., изд-во Недра , 1967. [c.146]

    Исследования поверхностно-активных веществ в качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий в СССР и за границей показали, что наибольшим деэмульгирующим действием обладают неионогенные вещества,. Анионоактивные деэмульгаторы недавно также широко применялись при подготовке нефти к переработке и используются до сих пор, но в будущем они могут служить только в качестве добавок к неионогенным поверхностно-активным веществам. [c.84]

    Наиболее эффективными и универсальными деэмульгаторами нефтяных эмульсий в настоящее время являются блоксополимеры окисей [c.114]

    ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ [c.128]

    Глава VI ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ [c.82]

    Мессенджер 1105] предложил весьма интересный метод определения эффективности деэмульгаторов, основанный на изменении электропроводности эмульсии в процессе ее разрушения под действием деэмульгатора. Нефтяные эмульсии обычно являются плохими проводниками электрического тока, но когда смешивают такую эмульсию с эффективным деэмульгатором, ю в момент ее разрушения электропроводность эмульсии резко увеличивается. [c.177]

    Ниже приведена температура помутнения 2%-ных растворов в дистиллированной воде оксиэтилированных веществ, применяемых у нас в качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий. Присутствие солей и щелочи в воде, используемой для растворения оксиэтилированных веществ, понижает температуру помутнения их растворов. [c.138]

    Оксиэтилированные алкилфенолы применяются в качестве смачивателей, антистатиков, солюбилизаторов, деэмульгаторов нефтяных эмульсий, диспергаторов кальциевых мыл, агентов для увеличения нефтеотдачи пластов, ингибиторов коррозии при обессоливании нефти, компонентов технических моющих и очищающих средств [265]. [c.128]

    В июне-ноябре 1962 г. на Московском нефтеперерабатываюш,ем заводе были проведены промышленные испытания новых поверхностно-активных деэмульгаторов 4411, 4422 и отечественного поверхностно-активного деэмульгатора ОС. Деэмульгаторы нефтяных эмульсий 4411, 4422 представляли собой органические неионогенные поверхностно-активные веш,ества типа полиалкиленгликолей с молекулярным весом 2500-3500. Полиалкиленгликоли этих деэмульгаторов содержали 68-69 % оксиэтильных групп. Раствор деэмульгаторов в метиловом спирте (98%-пый) - подвижные жидкости, хорошо растворимые в воде с образованием прозрачных растворов. [c.23]

    Левченко Д. Н. и др. Способ получения деэмульгатора нефтяных эмульсий. Авторское свидетельство № 168394 от 15/У1 1962 г. Бюлл. изобретений, 1965, № 4. [c.192]

    В подогретую нефть вводят 0,5—2,0% деэмульгатора, например нейтрализованного черного контакта (ИЧК), представляющего собой водный раствор кальциевых или натриевых солей сульфокислот, получаемых из гудронов. Синтезировано большое число ПАВ, используемых в качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий. По внешнему ви- ду.— это густые жидкости, мазеобразные или твердые вещества. [c.497]

    Присутствие синтетических поверхностно-активных веществ в воде существенно изменяет течение адсорбционных процессов на границе нефть — вода. Синтетические водорастворимые ПАВ, обладая значительно более высокой поверхностной активностью по сравнению с ПАВ нефти, вытесняют последние из адсорбционного слоя. А так как прочность адсорбционного слоя, образуемого синтетическими водорастворимыми ПАВ на границе раздела нефть — вода, значительно меньше, чем прочность адсорбционного слоя ПАВ нефти, то введение ПАВ в эмульсии воды в нефти вызывает разрушение последних. На этом основано использование синтетических ПАВ в качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий. [c.204]

    Остановимся несколько подробнее на механизме действия деэмульгаторов. Так же как и эмульгаторы, они относятся к поверхностно-активным веществам (ПАВ). В качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий изготовляют и применяют большое количество ПАВ. [c.238]

    Деэмульгатор нефтяных эмульсий ОЖК, ТУ 38 101417—73, [c.420]

    С тех пор синтезировано и предложено большое количество поверхностноактивных веществ в качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий. [c.16]

    Нефтяные сульфокислоты и их соли широко применяются в различных отраслях народного хозяйства, например, сульфокислоты в виде контактов Петрова для расщепления жиров, а сульфонаты в качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий, противопожарного пенообразователя, присадок к минеральным маслам, основы смазочно-охлаждающих жидкостей и др. [c.120]

    Ионоактивные вещества как деэмульгаторы нефтяных эмульсий применяются гораздо реже, чем неионогенные ПАВ. [c.29]

    Хотя большинство патентованных деэмульгаторов имеет весьма сложный состав [58], эмульсии можно разрушать и с помощью самых простых поверхностноактивных веществ. В качестве деэмульгаторов применяются сульфатированные и сульфированные соединения, например типоли [59], полиалкилбензолсульфонаты [60] и сульфированные простые терпены [61]. Успешно применялись также нефтяные сульфокислоты как таковые и в сочетании с неионогенными поверхностноактивными веществами [62]. К числу наиболее эффективных деэмульгаторов относятся органические соли аминов и нефтяных сульфокислот или алкилароматических сульфокислот, а также сами амины, причем не только длинно цепочечные сложные амины с сильно выраженной поверхностной активностью, но и простые поверхностноинактивные соединения [63]. Разрушение некоторых типов нефтяных эмульсий производилось с помощью мыл карбоновых кислот, в ряде случаев с различными добавками [641. В качестве деэмульгаторов применялись также неионогенные соединения типа полиоксиэтиленовых эфиров [65] или полимерных сложных эфиров [66]. Установлено, что и среди катионактивных веществ многие могут служить эффективными деэмульгаторами нефтяных эмульсий. К ним относятся длинноцепочечные имидазолины жирного ряда [67], полимеризованные аминоспирты [68], аминопроизводные хлорированного парафина [69] и более сложные аминопроизводные 70]. Из поверхностноактивных веществ амфолитного типа [71] хорошими деэмульгаторами являются сложные эфиры аспарагиновой кислоты, а также аминиро-ванные нефтяные сульфокислоты [72]. [c.498]

    Девон-1,2,3 (ТУ 0258-002-12683932 — 98) — деэмульгатор нефтяных эмульсий, ингибитор сероводородной коррозии, жидкость для гидроразрыва пласта. Выпускается НПП Икар , г. Уфа (АО Уфанефтехим ). [c.601]

    Все указанные, резко выраженные поверхностные свойства растворов П.-а. в. определяют их технологич. свойства и прежде всего способность изменять смачиваемость водой твердых тел и устойчивость дисперсных систем — эмульсий, пен и суспензий. Как следствие этого, мылоподобные поверхностно-активные вещества обладают способностью отмывать загрязнения с твердых поверхностей, т. е. моющим действием. Области применения П.-а. в. в виде малых добавок исключительно многообразны. Они используются в текстильной промышленности (смачиватели, эгалнзаторы при крашении, основные компоненты моющих средств), в сельском хозяйстве (стабилизаторы водных дисперсий пестицидов, смачиватели), в технологии добычи и переработки нефти (деэмульгаторы нефтяных эмульсий, добавки для увеличения нефтеотдачи), при флотационном обогащении руд (флотореагенты), в горном деле (понизители твердости, добавки к глинистым растворам при бурении), в производстве бетона и строительных материалов (пластификаторы цементных растворов), в металлообрабатывающей промышленности (добавки к смазочпо-ох-лаждающим жидкостям), в технологии переработки полимерных материалов (гидрофобизаторы пигментов лакокрасочных систем и наполнителей резин), а также во многих других областях технологии для получепия высокоустойчивых технически важных дисперсных систем — эмульсий, пеп, суспензий, структурированных смазок и т. д. [c.51]

    ОЖК (ТУ 38.101417 — 88) — деэмульгатор нефтяных эмульсий. Выпускается ОАО Салаватнефтеоргсинтез (453256, г. Салават). [c.616]

    Деэмульгирующая эффективность соединений такого тина с определенным соотношением содержащихся в них групп окиси этилена и окиси пропилена значительно больше, чем у всех известных ранее деэмульгаторов нефтяных эмульсий. Эти соединения в настоящее время являются самыми перспективными деэмульгаторамн нефтяных эмульсий. Поэтому необходимо более подробно остановиться на зависимости свойств сополимеров окиси пропилена и окиси этилена [c.90]

    Деэмульгаторы нефтяных эмульсий 4411, 4422 представляли собой органические неионогенные поверхностно-активные вещества типа полиалкиленгликолей с молекулярным весом 2500-3500. По-лиалкиленгликоли этих деэмульгаторов содержали 68-69 % оксиэ-тильных групп. 98 %-й раствор деэмульгаторов в метиловом спирте — подвижная жидкость, хорошо растворимая в воде с образованием прозрачных растворов. [c.78]

    В лабораторных условиях найдено, что введение в процесс экстракции неионогенных поверхностно-активных веществ /НПАВ/ в количестве 0,0005-0,02% на сырье повышает селективность процесса и увеличивает отбор рафината. В качестве НПАВ использовали деэмулЬгатор нефтяных эмульсий ОЖ, представляющий смесь синтетических окси-этилированных жирных кислот [37] и полиметилсилоксана ПМС-200А, применяющийся как антипенная присадка к маслам [38]. Как видно из рис. 15, имеется оптимальная область концентраций добавок, при которой выход рафината максимален. [c.54]

    О. а.-антистатики, смачиватели (оптимальной способностью обладает О, а. с R = Hi и и = 9), солюбилизаторы, деэмульгаторы нефтяных эмульсий (и = 20), диспергаторы кальциевых мыл (и = 15), вспомогат. в-ва при нефтедобыче, ингибиторы коррозии при обессоливании нефти, компоненты техн. моющих и очищающих средств. [c.363]

    Результаты испытаний применяемых в настоящее время реагентов (НЧК и НГК) и рекомендованных к промышленным испытаниям наиболее активных ПАВ (УФЭд, КАУФЭ 4, КАУФЭю, ОП-10 и АФЭдц) представлены в табл. 4. Как видно из этих данных, наиболее эффективным деэмульгатором нефтяных эмульсий Бавлинского и Ромашкинского месторождений является реагент ОП-10. При его использовании стоимость обработки 1 т нефтяной эмульсии снизится почти в 3 раза. [c.231]

    О. ж. к.-активная основа синтетич. моющих ср-в типа Кристалл , безжировые замасливатели при переработке натуральных и синтетич. волокон и нитей, деэмульгаторы нефтяных эмульсий, ингибиторы коррозии при обессоливании нефти, текстильно-вспомогат. в-ва (антистатики, мягчители, выравниватели, авиважныс ср-ва). [c.363]

    Характеристика деэмульгатора нефтяных эмульсий ОЖК при-редена в табл. ХХП. 5. [c.421]

    Св мазеобразный темно-коричневый продукт т1зо [c.301]

    Пат. США 2673882 (Atlas). Присоединением окиси этилена и окиси пропилена к гекситу получают соединения, применяющиеся в качестве полупродуктов для производства деэмульгаторов нефтяных эмульсий. Эти соединения могут также применяться в качестве смачивателей и загустителей. [c.61]

chem21.info

Технология применения деэмульгаторов в процессах промысловой подготовки нефти

С появлением надежных и точных дозирующих насосов на месторождениях наибольшее применение нашла подача нераз­бавленного реагента. Для этого требуются несложные установки, состоящие в основном из небольшого дозировочного насоса и бачка с чистым реагентом. Специальных устройств для смешения в виде лабиринтов в трубах или смесителей не тре­буется — за счет турбулентности потока до поступления смеси на установку достигается ее хорошее перемешивание.Если проба эмульсии, взятая непосредственно перед поступле­нием на установку по подготовке нефти, разрушается без допол­нительного встряхивания, это значит, что перемешивание реа­гента произошло полное и место подачи его в поток выбрано пра­вильно. Если же для достижения видимого разрушения эмуль­сии необходимо встряхивание, это указывает на недостаточное перемешивание реагента с эмульсией, а также на то, что место ввода его в линию необходимо отнести дальше от установки подготовки нефти. Хотя традиционное место ввода деэмульгатора – установка промысловой подготовки нефти, но высокая эффективность ранней обработки водонефтяной эмульсии стимулирует подачу химического реагента непосредственно в скважину. Однако при этом необходимость химической обработки скважинной продукции, поступившей на установку, не исключается, но суммарный расход реагента снижается, а эффективность процесса повышается. Ввод деэмульгатора в обеих точках осуществляется в этом случае одновременно, т.е. использование скважины как объекта ввода деэмульгатора не исключает необходимости химической обработки на установке. Непосредственно в скважины реагент может подаваться на забой через затрубное пространство или в выкидную линию. Про­цесс ввода деэмульгатора на забой скважины с целью предотвра­щения образования стойких нефтяных эмульсий получил название внутрискважинной деэмульсации. При газлифтной эксплуатации скважин наиболее целесообразно подавать реагент вместе с рабочим агентом. Для этой цели хими­ческий реагент с помощью дозировочного насоса вводят в газовую линию. В настоящее время в зависимости от конкретных условий нефтяных месторождений и от принятой системы сбора реагент вводится:

- в поток на скважинах;

- на групповых замерных установ­ках;

- дожимных насосных станциях;

- установках предварительного сброса воды;

- на центральных пунктах перед установкой подготовки нефти.

Наибольшее распространение получила схема подачи деэмульгатора, сочетающая в себе два процесса:

1. предварительное обезвоживание с доведением остаточной воды в нефти до величины не более 10%;

2. глубокое обезвоживание и обессоливание, после которого содержание остаточной воды не более 1,0%.

В связи с этим реагент подается в первом случае перед узлом сепарации на установке предварительного сброса воды (УПСВ), а во втором непосредственно перед установкой подготовки нефти. Подача реагента осуществляется с помощью дозировочных установок.

megaobuchalka.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Деэмульгатор

Cтраница 3

Деэмульгатор оказался достаточно эффективным.  [31]

Деэмульгаторы, как и эмульгаторы, относятся к классу поверхностно-активных веществ.  [32]

Деэмульгатор смешивают с незначительным объемом жидкости, направляемой из выкидной трубы, и перемещают его на забой скважины. Здесь деэмульгатор перемешивается с жидкостью и входит через насос в подъемную, трубу и далее на поверхность земли. При этом происходит перемешивание деэмульгатора с извлекаемой жидкостью, что предупреждает образование эмульсии или разрушает образовавшуюся.  [33]

Деэмульгаторы предназначены для разрушения водонефтяных эмульсий и выделения воды из нефти, при этом снижаются вязкость и гидравлические потери. Деэмульгаторы в эмульсиях I рода ( нефть в воде) являются эффективными эмульгаторами, а эмульгаторы эмульсий I рода являются деэмульгаторами II рода ( вода в нефти) с различной степенью эффективности. Все Деэмульгаторы представляют собой смесь блоксополимеров оксида этилена и пропилена различной молекулярной массы и различного соотношения оксидов в блоке, растворенные в органическом растворителе. Их деэмудь-гирующая способность зависит от марки и расходов, температуры жидкости, содержания воды в нефти и степени ее диспергирования. Механизм действия деэмульгаторов заключается в создании максимально возможного поверхностного натяжения ( около 50 мН / м) на границе раздела нефть-вода и уменьшению площади поверхности раздела, что достигается за счет укрупнения ( коалесценции) мелких капелек нефти и выделения их на поверхность.  [34]

Деэмульгаторы, применяемые для разрушения эмульсий, образующихся в процессе очистки масляных дестиллатов, менее разнообразны, так как применение некоторых веществ, употребляемых для разрушения естественных нефтяных эмульсий, могло бы отразиться на качестве масляного дестиллата. Важнейшими из деэмульгаторов для масляных эмульсий являются следующие вещества.  [35]

Деэмульгаторы, обладая большей поверхностной активностью, чем эмульгаторы, вытесняют их из поверхностного слоя капель воды и образуют гидрофильный адсорбционный слой, не обладающий структурно-механической прочностью. Применяются Деэмульгаторы как водорастворимые, так и нефтерастворимые. Последние предпочтительнее, так как они в меньшей степени вымываются водой и не загрязняют сточные воды. Эффективность деэмульгаторов определяется их расходом, требуемым качеством подготовки нефти, требуемыми температурными условиями и временем отстоя.  [36]

Деэмульгаторы применяются в виде раствора в воде. Концентрация реагента определяется возможностью и условиями перемешивания и наличием специальных дозировочных устройств.  [37]

Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.  [38]

Деэмульгаторы КАУФЭ4 и УФЭ8 прнтоговлены на базе каменноугольных фенолов. Степень оксиэтилирования у КАУФЭ14 составляет приблизительно 14, у УФЭ8 около 8; КАУФЭ14 получен при алкилировании фракции крекинг-бензина с пределами выкипания 120 - 135, УФЭ8 продукт неалкилированный.  [40]

Деэмульгатор подавался целиком перед термохимической ступенью, перед первой секцией электродегидраторов и частично перед первой и второй секциями электродегидраторов. Установлено, что распределение деэмульгатора по секциям работу не улучшает.  [41]

Деэмульгаторы растворяют в фракциях ароматических углеводородов ( 430 - 510 К; 440 - 540 К) или в метиловом спирте и поставляют потребителям в виде 40 - 70 % - ных растворов.  [42]

Деэмульгатор - нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей.  [43]

Деэмульгаторы характеризуются рядом физических свойств, определяющих технологичность их применения.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

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

Водорастворимый деэмульгатор

Cтраница 3

Обычно деэмульгаторы подают в нефть только на первую ступень, на прием сырьевого насоса. При применении водорастворимых деэмульгаторов такая схема подачи не является оптимальной, так как часть деэмульгатора переходит в дренажную воду, его содержание в нефти с каждой ступенью уменьшается и может оказаться недостаточным для разрушения водонефтяной эмульсии.  [31]

Циклы испытания следуют с 1-часовым перерывом. В присутствии водорастворимого деэмульгатора проксамина-385 после первых двух циклов деэмульгатор частично вымывается, что обнаруживается по наличию воды на дне бака перед началом третьего и последующих циклов испытаний.  [32]

В связи с этим для обеспечения нормальной работы всех ступеней деэмульгатор приходится подавать с большим избытком, что увеличивает затраты на обессоливание. Более рациональной является подача водорастворимого деэмульгатора раздельно по ступеням.  [33]

Поверхностно-активные вещества, находящиеся в сточной воде, не стимулируют коррозию. Есть некоторые утверждения, что водорастворимые деэмульгаторы способствуют гидрофилизации поверхности металла и от-мыва с нее пленок нефти, парафина и смол. Это может подготовить поверхность к коррозионному воздействию на нее активных компонентов раствора.  [34]

Поверхностно-активные вещества находящиеся в сточной воде, не стимулируют коррозию. Есть некоторые утверждения, что водорастворимые деэмульгаторы способствуют гидрофили-зации поверхности металла и отмыва с нее пленок нефти, парафина и смол. Это может подготовить поверхность к коррозионному воздействию на нее активных компонентов раствора.  [35]

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.  [36]

По растворимости в воде применяемые в промышленности де-эмульгаторы можно разделить на три группы: водорастворимые, водо-нефтерастворимые и нефтерастворимые. Это деление - условное, так как в составе водорастворимого деэмульгатора содержатся соединения, которые ограниченно растворимы в воде, но их количество незначительно.  [37]

Согласно гипотезе Неймана [106], разрушение эмульсии является коллоидно-физическим процессом, поэтому решающую роль играет не химическая структура дгэмульгатора, а его коллоидные свойства, Де-эмульгатор, адсорбируясь на границе раздела, изменяет смачиваемость природных эмульгаторов и способствует переводу их с границы раздела в объем нефтяной или водной фазы. Сопоставляя действие водо - и нефте-растворимых деэмульгаторов, Нейман пришел к заключению, что водорастворимый деэмульгатор, оставаясь в водной фазе, способствует хорошему обезвоживанию нефти, но содержание нефтепродуктов в ней может быть высоким, в то время как нефтерастворимый деэмульгатор остается в обеих фазах и предотвращает диспергирование нефти в воде.  [38]

При увеличении площади раздела фаз часть относительного избытка деэмульгатора, по-видимому, должна переходить на нее вследствие высокой поверхностной активности. По-видимому, маслорастворимый деэмульгатор будет эффективен при более низкой концентрации, чем водорастворимый, поскольку из-за его низкой растворимости в воде и нефти он при меньшей концентрации выйдет на границу раздела фаз, тогда как значительная часть водорастворимого деэмульгатора будет находиться в водном растворе.  [39]

Специальными исследованиями установлено, что используемые деэмульгаторы не стимулируют коррозии металла в объеме сточных вод. Однако на трехфазной границе металл - углеводород - - электролит коррозионные явления носят более сложный характер, так как в значительной степени определяются смачивающей способностью соприкасающих фаз. Известно, что поверхностно-активные вещества всегда улучшают избирательное смачивание той жидкостью, из которой происходит адсорбция. При этом водорастворимые деэмульгаторы при адсорбции из водной фазы способствуют гидрофилизации металлической поверхности и отмыву ( удалению) с нее пленок нефти, парафина и смолистых отложений. В этих условиях активная часть корродирующей поверхности металла в присутствии деэмульгаторов возрастает, что способствует росту скорости коррозии металла в сточных водах. Некоторое уменьшение скорости коррозии достигается лишь при использовании нефтерастворимых неионогенных деэмульгаторов.  [40]

Следовательно, уменьшение минерализации входящей в состав эмульсии воды приводит к ухудшению процесса ее разделения как из-за возрастания агрегативной устойчивости вследствие увеличения степени дисперсности и, соответственно, суммарной межфазной поверхности, так и из-за увеличения растворимости деэмульгатора в воде. Необходимо подчеркнуть, что увеличение растворимости деэмульгатора в воде, независимо от того, связано ли это со свойствами деэмульгатора ( степень гидрофобности) или вызвано какими-либо другими причинами, приводит к снижению эффективности его действия, прежде всего при низких температурах. Данные о более высокой эффективности водорастворимого деэмульгатора при воздействии на эмульсии нефти и пресной воды по сравнению с эмульсией нефти и минерализованной воды не подтвердились. Подготовка таких эмульсий требует более жестких параметров технологического процесса - увеличения расхода деэмульгатора, организацию предварительного обезвоживания при температурах не ниже 20 С, применения деэмульгаторов высокой степени гидрофобности.  [41]

Поверхностно-активные вещества всегда улучшают избирательность смачивания поверхности той жидкостью, из которой происходит адсорбция. Поэтому водорастворимые деэмульгаторы способствуют усилению коррозии. Наименее коррозионноагрессивна нефть с нефтерастворимым дипроксамином 157, а наиболее - с водорастворимыми деэмульгаторами.  [42]

Это характерно, прежде всего, для деэмульгаторов с небольшой долей перехода в воду. Эти деэмульгаторы имеют большую молекулярную массу, что затрудняет их распределение в воде. Из деэмульгаторов марок ДИН в значительной степени переходят в водную фазу ДИН-11, ДИН-4, ДИН-10. Для них практически не отмечается качество образовывать устойчивые ассоциаты при больших расходах, тогда как у деэмульгатора ДИН-1М, значение фенольного числа которого составляет 5 8, а доля перехода в воду - 7 6 %, в некоторой степени присутствует. Вообще говоря, значения Кр для водорастворимых деэмульгаторов, полученные в экспериментах, заметно ниже величин, приводимых в литературе. По мнению некоторых исследователей, степень перехода деэмульгаторов в воду зависит от интенсивности перемешивания эмульсии. Высокая интенсивность перемешивания способствует более полному переходу деэмульгатора в водную фазу и, следовательно, в промысловых условиях значение Кр будет выше.  [43]

В химической промышленности часто приходится сталкиваться с обратной, не менее важной задачей разрушения вредной пены. Про-тивопенные средства имеются двух типов. К перввму относятся обычные водорастворимые поверхностноактивные соединения полярно-неполярного типа. Эти вещества обычно являются эффективными лишь в строго определенных условиях, вне которых они могут даже способствовать пенообразованию. В этом отношении они сходны с водорастворимыми деэмульгаторами, которые в известных условиях могут выполнять также функции эмульгаторов. Ко второму, более употребительному типу противопенных средств относятся нерастворимые в воде масла, отличающиеся малой летучестью и высокой растекаемостью. В эту группу входят растительные масла и жирные кислоты, хорошо известные своей способностью гасить волны на поверхности воды.  [44]

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.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru