стр.
Введение
1 Аналитический обзор
1.1 Историяразвития предприятия
1.2 Азнакаевская УКПН
1.3 Применение деэмульгаторов дляподготовки нефти на промыслах
1.4 Борьба спотерями углеводородов
2 Обоснование выбранного способа производства
3 Характеристика сырья, готовой продукции ивспомогательных реагентов
3.1 Требования к готовой продукции
3.2 Характеристика ШФЛУ, получаемой на блокестабилизации
3.3 Физико –химические свойства попутно добываемых вод
3.4 Физико –химические свойства попутно добываемого и топливного нефтяного газа
3.5 Характеристика готовой нефти
4 Описаниетехнологической схемы
5 Технико –технологические расчеты
6 Механическийрасчет колонны К – 1
7 Аналитическийконтроль производства
8 Контрольно –измерительные приборы и автоматика
8.1 Цель иназначение автоматики
8.2 Описание технологической схемы блока автоматизации
8.3 Обоснованиевыбора приборов контроля и регулирования
9 Охрана труда ипожарная профилактика
10 Экономическоеобоснование проекта
Заключение
Приложение А.Библиография
Приложение Б. Данныерасчета на ЭВМ
Приложение В.Спецификация к чертежам
ВВЕДЕНИЕ
Нефтянаяпромышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства.
СовременноеНГДУ(Нефте Газо Добывающее Управление) располагает большим разнообразнымхозяйством: многочисленные сооружения основного производственного назначения,обеспечивающее добычу, сбор и подготовку нефти к транспортированию, подготовкук закачке в пластовых, сточных и пресных вод, а так же вспомогательныесооружения и службы: энергохозяйство, связь, механические мастерские, транспорти т.д.
Сложный комплекс сооружений и служб долженсоответствовать современному уровню развития техники, технологии сбора иподготовки нефти, газа и воды к транспортированию их потребителю и обеспечиватьбесперебойную работу НГДУ для выполнения суточных масляных масляных и газовых плановдобычи нефти и газа.
Характернойчертой технического прогресса в нефтедобывающей промышленности при промысловомобустройстве в настоящее время является использование блочно-комплексного автоматизированного оборудованияизготовляемого индустриальным способом.
Средимногих эффективных процессов и аппаратов, разработанных и внедренных за этигоды на промыслах, заслуживают упоминания:
· внутритрубная деэмульсациянефтяных эмульсий, позволившая значительно сократить расходы на подготовкукондиционной нефти и высвободить оборудование, использовавшееся с низкимк.п.д.;
· применение герметизированныхвысоконапорных систем сбора нефти, газа и воды, существенно снизивших потерилегких фракций нефти и значительно улучшивших все технологические показателиработы этих систем;
· использование блочногоавтоматизированного оборудования заводского изготовления, позволившего внесколько раз ускорить ввод в эксплуатацию вновь открытых нефтяныхместорождений и добиться существенного снижения расходов на промысловоеоборудование и обустройство;
· рациональные схемы монтажасепарационных установок и расчеты их на пропускную способность по нефти и газу;
· гидравлические расчетытрубопроводов, транспортирующих газонефтяные смеси, с учетом рельефа местностии т.д.
1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР
1.1 История развития предприятия
Проблема повышениякачества реализуемой нефти встала буквально с первых дней деятельностиуправления. Из-за несбалансированности объемов с необходимыми капвложениямиотставало строительство объектов утилизации попутного нефтяного газа (сжигаласьв факелах), объектов промысловой подготовки нефти и т.д.
В развитии системыподготовки нефти НГДУ(Нефте Газо Добывающего Управления)«Азнакаевскнефть» можновыделить три этапа.
1 этап: 1957-1963 гг.
характерные черты этогоэтапа: фонтанная добыча нефти, быстрый ее рост, открытая система сбора итранспорта нефти с большими потерями легких фракций углеводородов (4-5%),отсутствие мощностей по комплексной подготовки нефти и сточной воды и др.
добыча нефти за эти годы наАзнакаевской площади возросла с 650 до 4700 тыс. тонн. Подготовка нефти веласьна 2-х ТХУ (термохимические установки), маломощных и несовершенных потехнологии. Специализированного цеха не было и подготовкой нефти занимался коллективнефти — промысла №1.
Нефть поставлялась наотечественные заводы и разрешалась сдавать её с обводненностью до 2-х %, припревышении – нефтяники платили штрафы и весьма значительные. В июле 1963 г.ввели в эксплуатацию установку по комплексной подготовки нефти – УКПН–1.(Установка Комлексной Подготовки Нефти)
2 этап:1964-1972 гг.
это был, пожалуй, самыйнапряженный период для коллектива ЦКППН. На промыслах завершили перевод самотечных скважин на герметизированнуюсистему сбора и транспорта нефти, в результате значительно сократились потерилегких фракций.
Рационализаторы ЦКППНразработали и внедрили технологию по предварительному обезвоживанию сырой нефтив резервуарах, что позволило значительно увеличить полезную мощность УКПН-1.
В этот период по нефтепроводу«Дружба» началась поставка на экспорт нефти в соцстраны. Требования к качествунефти были очень жесткими: содержание воды не более 0,5%, солей до100 мг/л (1группа по качеству).
Повышение качества нефти доэкспортной кондиции считалось в то время важнейшей народнохозяйственной задачейнефтяников.
В 1964 г. УКПН – 1 введенана проектную мощность 3,8 млн. т. в год режиме обезвоживания и обессоливания.
В 1966 г. освоили блокстабилизации и выработали первые 42 тыс. т. ШФЛУ, ценнейшего сырья для производствасинтетического каучука и других продуктов нефтехимии. Началось частичноеиспользование дренажных вод для ППД. Из-за несовершенной системы очистидренажных вод, большая их часть закачивалась в поглощающие скважины, чтопривело к засолению родников и другим отрицательным экологическим последствиям.За этот период добыто более 58 млн. т. нефти.
Существующие мощности УКПН–1 и ТХУ не могли обеспечить подготовку всего объема добываемой нефти доэкспортной кондиции 40% было реализовано с обводненностью до 2%.
За указанный период (1964 –1972 гг.) было подготовлено нефти за экспорт 35 млн. т., выработано ШФЛУ – 627тыс. т. В 1972 г вводится в эксплуатацию УКПН –2 производительностью 3,5 млн.т. Потребовалось 16 лет, чтобы обеспечить мощностями комплексной подготовкивесь объем добываемой нефти.
3 этап: 1973-1995 гг.
Вся добытая нефть проходиткомплексную обработку.
Подготовлено на экспорт105,4 млн. т., выработано 2,9 млн. т. ШФЛУ.
В 1975 г. введены вэксплуатацию очистные сооружения закрытого типа. Вся сточная вода с этоговремени используется для закачки в продуктивный пласт.
В связи с падением добычинефти образовалась излишняя мощность. За 1973-1983 гг. на установкахподготовили 18 млн. т. джалильской нефти.
При освоении УКПН – 1и УКПН– 2 ЦКППН столкнулся с большимитрудностями.
Понадобилось годынапряженной инженерной работы, чтобы устранить недостатки и причины различныхаварий.
На установке подготовкинефти проектом приняты две системы водоснабжения:
1. система питьевоговодоснабжения
2. система производственно-противопожарноговодоснабжения.
Сточные воды установкиподготовки нефти образуются при обезвоживании и обессоливании нефти.
Кроме того, имеют местоливневые стоки с бетонных технологических площадок и обвалования резервуаров ихозяйственно-фекальные стоки. Очищенная и дегазированная сточная водаутилизируется путем закачки её в продуктивные горизонты в системе поддержанияпластового давления. Газоснабжение объектов установки подготовки нефтипредусмотрено от газовых сетей среднего давления Р = 3 кгс/см2.
Питание приборов КИПиАосушенным сжатым воздухом осуществляется от компрессорной воздуха,расположенной на территории установки.
Подогрев обезвоженной иобессоленной нефти для колонны стабилизации осуществляется в печах П-24.
Технологическая схема подготовкинефти на описываемой установке осуществляется в три ступени.
1.2Азнакаевская УКПН
Проект Азнакаевской УКПН при Азнакаевском товарномпарке производительностью 3,5 млн. Тонн в год по стабильной нефти разработанКазанским филиалом института ‘Татнефтепроект’’ в 1954 году. В 1969 году проектблока стабилизации переработан Горьковским филиалом института‘Гипронефтезаводы’’ и увязан с проектом блока обессоливания.
УКПНвведена в эксплуатацию в 1972 году, состоит из следующих объектов:
1. Главный корпус, куда входят:
а) операторная
б) венткамера
в) водонасосная
г) бытовое помещение
д) насосная обессоленной нефти
е) насосная стабильной нефти
ж) воздухокомпрессорная
з) электроснабжение установки, РУ-6кВ
2.Печи П-24 №1, №2
3.Сырьеваянасосная
4.Площадкашаровых отстойников
5.Площадкагоризонтальных отстойников
6.Площадкатеплообменной аппаратуры Т-1
7.Площадкатеплообменной аппаратуры Т-2
8.Блокстабилизации
а) колонны К-1, К-2
б) емкости Е-11, Е-12, Е-13, О-2
в) аппараты воздушного охлаждения
г) концевые холодильники
9.ТрансформаторнаяКТП-6/0,4кВ электроснабжение
10.Бензонасосная
11.Факельноехозяйство
12.Площадкааварийной емкости
13.Внутриплощадныетехнологические трубопроводы
14.Закольцованноеводоснабжение
15.НефтепроводУКПН-АТП
16.Площадкаотпуска продукта К-2
17.Контрольно-измерительныеприборы и автоматика
18.Газопровод
АзнакаевскаяУКПН предназначена для обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти докондиции согласно ГОСТ-9965-76, выработки и поставки ШФЛУ по качеству марки‘А’’ и марки ‘Б’’, согласно условиямпоставки и соответствовать техническим условиям ТУ 38101524-93.
1.3 Применение деэмульгаторов дляподготовки нефти на промыслах
Водонефтяныеэмульсии, представляющие собой дисперсные системы с большой межфазнойповерхностью, обладают большой межфазной свободной энергией и стермодинамической точки зрения должны быть неустойчивыми, то есть самопроизвольно расслаиваться на нефть и воду.
Деэмульгаторынефтяных эмульсий относятся к обширному классу ПАВ, то есть веществ, способныхскапливаться ( адсорбироваться) на поверхности раздела двух соприкасающихсясред с различными физико-химическими свойствами ( нефть и вода).
Наибольшеераспространение в качестве деэмульгаторов получили неионные ПАВ, получаемые наоснове окисей алкиленов, продуктов их модификации или композиции на основенеионных продуктов.
Похарактеру растворителя деэмульгаторы разделяются на 3 группы. К первойотносятся реагенты, в которой в качестве растворителя используется метанол(дипроксамин 157-65М, проксамин НР-71М и прогалит 15/100), ко второй – деэмульгаторы СНПХ-44Н и реапон-1М, в которых растворительпредставляет собой смесь ароматических углеводородов и спиртов. В третью группувходят деэмульгаторы проксанол 305-50, проксанол 186-50, проксамин 385-50, реапон4В.
Посмачивающей способности (хорошая, средняя, низкая) деэмульгаторы могут бытьусловно разделены на три группы. К первой группе относятся прогалит НМ 20/40Е иреапон 4В, которые при концентрации водных растворов 3 г/л в течение 49-59секунд смачивают половину навески гидрофобного порошка.
Деэмульгаторпроксанол 305-50 по смачивающей способности уступает этим двум реагентам.
Дипроксамин157-65М, проксамин 385-50 и проксанол 186-50 имеют низкую смачивающуюспособность.
Такимобразом, при обработке эмульсий нефтей, содержащих механические примеси,предпочтение может быть отдано деэмульгаторам прогалит НМ 20/40Е и реапон 4В.
Можновыделить 3 основные технологические стадиипроцесса разрушения водонефтяныхэмульсий: обработка эмульсии деэмульгатором, при которой происходятфизико-химические процессы разрушения защитных оболочек; подготовка эмульсии кразделению, при которой уменьшается удельная поверхность эмульсии, то естьпроисходит слияние капель при их столкновении; разделение эмульсии наобразующие ее фазы с наименьшей границей их раздела.
1.4 Борьба с потерями углеводородов
По разным оценкам, потеригаза и легких фракций нефти в масштабах страны (от скважины до бензоколонки)составляли 50 млн. тонн в год, что равносильно потери добычи нефти целогокрупного нефтяного региона. Причины потерь заключаются в недостаточнойстабильности нефти и негерметичности резервуаров, в которые она поступает.Кроме потерь углеводородного сырья происходит значительное загрязнениеатмосферного воздуха, превышающее предельно-допустимое на расстоянии 800 — 1500м. На выбросы из этих объектов приходится до 60% экономического ущерба,создаваемого выбросами из передвижных и стационарных источников в районахдобычи нефти. Поэтому важной задачей является максимальное сокращение ( вплотьдо исключения) потерь и выбросов из конденсатосборников и резервуаров вусловиях высокой плотности населённых пунктов и ужесточения экологическихограничений.
В объединении «Татнефть»проблема совершенствования техники сепарации и сокращения потерь ценныхуглеводородов решалась на основе целого комплекса ( выполненных на уровнепоследних достижений) технологий, схем и оборудования, в том числе:
· применение герметизированныхсистем нефтегазосбора;
· совместного транспорта нефтии газа до узлов сепарации использованием различных технических решений;
· герметизации всех крупныхрезервуарных парков на базе прме-нения технологий улавливания паровуглеводородов, разработанных ТатНИПИнефтью, с использованием импортногооборудования;
· рециркуляции газа споследующих ступеней сепарации на предыдущие, позволяющие снизить выпадениеконденсата в газопроводах;
· использование эжекторныхтехнологий для отбора газа на объек
тах, имеющих резерв по давлению рабочего газа илижидкости, и утилизации сероводородсодержащего газа;
* очистки сероводородсодержащего газа от сероводорода до 99,99% впромысловых условиях по технологии, предусматривающей исполь-зование растворовтрилона Б в качестве абсорбентов;
* разработкии применения гидродинамических технологий сепа-рации пенистых нефтей,позволяющих повысить удельную производительность сепараторов в 4-6 раз привысоком качестве сепарации, и получить в результате этого, а так же сокращенияразмеров технологических площадок, числа и металлоемкости аппаратов огромныйэкономический эффект;
* осуществлениепервой и последующих ступеней сепарации в концевых делителях фаз – трубчатыхаппаратах, выполняющих одновременно с этим функции делителей потоков иаппаратов предварительного сброса воды, обеспечивающих большой экономический и экологический эффекты;
* использованиенефтяного газа в технологических целях (путевой подогрев), сокращения на этойоснове потребляемой электроэнергии и обеспечения трубной деэмульсацииии вязкихнефтей;
* герметизациирезервных парков НРЗ и трубопроводных компаний на основе уникальных систем УЛФ,включая парки, в которые поступает сероводородная нефть.
Вначальный период обустройство промыслов Татарии осуществлялось по самотечнойсхеме сбора с установкой индивидуальных замерно-сепарационных устройств накаждой скважине. Эффективность сепарации была недостаточной, а повышенноедавление сепарации вызывало значительные потери углеводородного сырья отиспарения в резервуарах и высокую загазованность воздушного бассейна в районахдобычи нефти.
Этовызвало необходимость разработки более совершенной групповой схемы сбора нефтис дожимными насосными станциями, превратившимися в последствии вгерметизированную высоконапорную схему сбора и транспорта нефти.
Вдальнейшем процесс сепарации нефти осуществлялся дифференцированно по операциямпри наиболее благоприятном гидродинамическом режиме в трубопроводах промысловойсистемы сбора. Часть операций была перенесена на концевые делители фаз срасчетными характеристиками ( длина, диаметр), а очистка газа от взвешенныхчастиц жидкости выполнялась наземным оборудованием.
Таким образом, качественныйскачок в сепарации газонефтяных смесей на промысловых объектах дал возможностьразработать совмещенную технологию транспортирования продукции скважин исепарации газа. Данная технология позволила снизить удельные капиталовложенияна объектах сепарации более, чем в 3,7 раза, себестоимость процесса — более,чем в 3 раза, сократить массовые потери углеводородов с 10% от общих ресурсовнефтяного газа до 1.03% (по нефти) врезервуарах.
Второй этап работы посокращению потерь легких фракций связан с разработкой техники и технологииотбора и утилизации углеводородов.
Для определения оптимальныхрежимов технологии была разработана оптимизационная модель сепарации нефти срециркуляцией газа. Её функционалом служит сумма взаимоисключающих слагаемых:потерь легких фракций нефти от испарения в резервуарах и энергетических затратна компримирование газа. В результате этого была выявлена область эффективногоприменения технологии рециркуляции в зависимости от состава нефти.
На основе проведенныхисследований было разработано несколько модификаций технологии сепарации срегулируемым отбором и подачей газа в нефть. Процесс осуществляется в дваэтапа: в начале перед первой ступенью сепарации предварительно отбирают газ,что позволяет улучшить абсорбиру-ющую способность нефти и извлечь большееколичество тяжелых компонентов из рециркулируемого газа, затем часть этого газавозвращают в нефть для более избирательного распределения углеводородныхкомпонентов между фазами на последующих ступенях сепарации. На практикетехнология позволяет снизить суммарные потери от испарения и конденсации на 24%без увеличения нагрузки на компрессорное оборудование.
Технология осуществляетсяследующим образом: газ, выделившийся в сепараторах, направляют на компрессорнуюстанцию, где коипримируют до Р=0,5 — 0,6 мПа, затем подают в газопровод. Впроцессе движения газа вследствие снижения температуры до 10 — 15 градусов изнего начинает выделяться конденсат, в котором на начальном участке газопроводав основном содержится вода ( до 95%). При дальнейшем движении газа из неговыпадает конденсат, который скапливается в кондесатосборниках. Отсояв-шийся вних от вод конденсат пропускают через диспергатор и образовавшуюсятонкодисперсную систему непрерывно вводят в зоны пониженного давления, которыесоздают по газопроводу задвижками в местах наибольшего скопления конденсата. Засчет перепада давления создается повышенный скоростной напор газового потокаспособствующий мгновенному распространению полученных диспергаторами мельчайшихкапелек конденсата в объеме газового потока по длине газопровода. В резуль-татена газоперерабатывающий завод в полномобъеме поступают углеводороды в виде обогащенного газа и мелкодисперсногоконденсата. Энергетические затраты на реализацию данной технологии снижаютсяпри одновременном использовании технологии рециркуляции, т.к. уменьшаетсяколичество диспергируемого конденсата.
Таким образом, задачасокращения потерь углеводородов при транспортировании газ полностью решаетсядвумя взаимо дополняющими технологиями: рециркуляции и транспорта распыленногоконденсата.
Более эффективной оказаласьтехнология отбора паров из нефти из резервуаров с помощью установок УЛФ. Онапредусматривает улавливание испаряющихся углеводородов практически до 100%(масс.), принося огромную прибыль и решая одновременно с этим проблемупредотвращения загрязнения окружающей среды вредными выбросами.
Установки УЛФ работают вавтоматическом режиме, имеют устройство самозащиты от случайных отключений,способны функционировать длительное время в режиме частых включений иотключений, работоспособны в условиях высокоагрессивных сред. Толькоустановками УЛФ в 1991 — 1995 гг уловлено более 340 тысяч тонн углеводородов.
Комплекс рассмотренныхтехнологий позволяет решить важнейшую для современного периода проблему — защита окружающей среды, получив при этом большой экономический эффект.
Наибольший эффект достигнутпри внедрении совместного сбора системы УЛФ и КДФ, что объясняется как высокойэффективностью технологий, так и широким их применением.
1 Обоснование выбранногоспособа производства
Добываемая из недр земли нефть, помимо растворенных в нейгазов, содержит некоторое количество примесей — частицы песка, глины, кристаллысолей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно непревышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. Сувеличением продолжительности эксплуатацииместорождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды вдобываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая изпласта, содержит 90% воды и только 10% нефти. Для перекачки же по магистральнымнефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти,поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды.
Присутствие в нефти механических примесейзатрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызываетэрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений втеплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов),содействует образованию стойких эмульсий.
Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно. Хлористый натрий почтине гидролизуется. Хлористый кальцийв соответствующих условиях может гидролизоваться в количестве до 10% собразованием НС1. Хлористый магний гидролизуется на 90%, причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причинойкоррозии нефтяной аппаратуры. Гидролиз хлористого магния можетпроисходить под действием воды, содержащейся в нефти, а также за счеткристаллизационной воды хлористого магния. Разъедание аппаратуры продуктамигидролиза происходит как в зонах высокойтемпературы (трубы печей, испарители, ректификационные колонны), так и ваппаратах с низкой температурой (конденсаторы и холодильники).
При перегонке нефти в результате разложениясернистых соединений образуется сероводород, который(особенно в сочетании с хлористым водородом) являетсяпричиной наиболее сильной коррозии аппаратуры. Сероводород в присутствии водыили при повышенных температурах реагирует с металломаппаратов, образуя сернистое железо. Покрывающая поверхность металла защитная пленка частичнопредохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как сернистоежелезо вступает в реакцию.
Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобождающийсясероводород вновь реагирует с железом.
Минерализация, или соленость воды,добываемой вместе с нефтью, измеряется количеством сухоговещества, остающегося после выпарки 1 л воды.Соленость нефтей выражается в миллиграммах хлоридов(в пересчете на КаС1), приходящихся на 1 лсырья, и зависит от степени минерализации пластовой воды исодержания ее в нефти. В восточных районахСССР нефти характеризуются значительно более- высокой минерализацией,чем нефти Азербайджана и Грозного.Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающий завод,должно быть не более 50 мг/л, а внефти, направляемой на перегонку, — не более 5 мг/л.
От основного количества воды и твердых частицнефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или приподогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.
ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТЕЙ
Типы эмульсий
Вода и нефть часто образуют трудноразделимую нефтяную эмульсию. В общем случае эмульсия естьсистема из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой вовзвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Та жидкость, которая образуетвзвешенные капли, называется дисперсной фазой, а та, в которой взвешены капли, — дисперсионной средой. Смолистые нефти, содержащие нафтеновые кислоты или сернистыесоединения, отличаются большейсклонностью к образованию эмульсий. Эмульгированию нефти способствует также интенсивное перемешивание ее с водойпри добыче.
Различают два типа нефтяных эмульсий: нефтьв воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. В первом случае нефтяные капли образуют дисперснуюфазу внутри водной среды, во втором — капли воды образуют дисперснуюфазу в нефтяной среде
Образованию стойкойэмульсии предшествуют понижение поверхностного натяженияна границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочногоадсорбционного слоя. Такие слои образуют всистеме третьи вещества — эмульгаторы. Растворимые в воде (гидрофильные) эмульгаторы способствуютобразованию эмульсий типа нефть вводе, а растворимые в нефтепродуктах (гидрофобные) — вода в нефти. Последний тип эмульсий чаще всеговстречается в промысловой практике.К гидрофильным эмульгаторам относятся такие поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимыев нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, атакже мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т. п., легче смачиваемые нефтью, чем водой.Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующего образованиюэмульсии противоположного типа,облегчает ее расслоение.
Чтобы узнать, какая жидкость составляет дисперсную фазу, в эмульсию вводят некоторое количество красящихвеществ, растворимых либо в воде (красители метиловый оранжевый, фуксин, метиленовыйсиний), либо в нефти (судан, сафранин). Для эмульсии типа вода в нефти растворимое в воде красящее вещество наблюдается в виде мельчайших точек. Этот метод применим длясветлых эмульсий. Второй способоснован на электропроводимости эмульсий. Если дисперсионной средойявляется нефть, эмульсия тока не проводит (нефть — плохой проводник тока).Метод можно применять для темных эмульсий типа вода в нефти. Третий способоснован на разбавлении эмульсии водой илиуглеводородным растворителем. Гидрофильная эмульсия легко разрушается вводе, гидрофобная — в бензине или вбензоле.
Основными факторами, определяющими стойкостьнефтяных эмульсий, являются физико-химическиесвойства нефти, степень дисперсности (размер частиц), температура и времясуществования эмульсии. Чем выше плотность и вязкость нефти, тем устойчивееэмульсия. Степень дисперсности зависит от условий образования эмульсии и длясистемы вода в нефти колеблется в пределах 0,2— 100 мк. При размерах капель до 20 мкэмульсия считается мелкодисперсной, впределах 20—50 мк — среднедисперснойи свыше 50 мк — грубодисперсной. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсныеэмульсии. Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия. Эмульсииспособны «стареть», т. е. повышать своюустойчивость со временем. При этом поверхностные слои приобретают аномалиювязкости, возрастающую со временем в сотни и даже тысячи раз. Свежие эмульсиилегче поддаются разрушению и поэтомуобезвоживание и обессоливание нефтей необходимо проводить на промыслах.
Методы предотвращения потерь легких фракций
При перемещении нефти от скважин до нефтезаводских емкостей из нееиспаряются наиболее легкие компоненты (метан, этан, пропан и т. д., включаябензиновые фракции), которые безвозвратно теряются,если не принять специальных мер по герметизации емкостей и сбору выделяющихся газов и паров. Такие потеримогут достигать 5% от нефти. Из этих данных следует, что притранспортировании от нефтепромысловоготрапа до нефтеперерабатывающего завода из нефти потеряно 2,2% фракций,выкипающих до 100° С. Естественно, что чемдольше хранится нефть, тем больше теряется летучих компонентов. Сдругой стороны, если в нефти, поступающей на перегонку, содержатся газообразныеуглеводороды, то они отбираются вместе с бензином и он делается нестабильным,т. е. способным изменять свой фракционный состав при перекачке и хранении.
Поскольку потери летучих компонентов изнефти и нефтепродуктов в основном происходят врезервуарах, рассмотрим более подробно этот случай. Принаполнении резервуара из него в атмосферу вытесняетсянекоторый объем воздуха, насыщенный парами углеводородов, выделившимися из нефти или нефтепродукта, поступающих в резервуар. Это явление известно под названием «большого дыхания» резервуара.Количество углеводородных газов и нефтяных паров, вытесняемых из резервуара приего заполнении, может быть определено по номограмме.
. Последнее в свою очередь возрастает приповышении температуры и концентрацийлетучих компонентов в нефти (бензине).
При хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах наблюдаютсяпотери от так называемых малых дыханий резервуаров. Малые дыхания протекают по следующей схеме. Днем пары в газовомпространстве резервуара нагреваются, при этом давление повышается. Когда давление паров превысит величину,на которую рассчитан дыхательный клапан, последний открывается и сбрасывает часть паров в атмосферу («выдох»). Ночью, когдатемпература в газовом пространстве понижается, газы сжимаются, врезервуаре образуется вакуум, дыхательный клапан открывается и атмосферныйвоздух поступает в резервуар, заполняя его газовое пространство («вдох»).Потери от малых дыханий резервуара могут быть определены по номограмме.
Для сокращения потерь от испарения предложено много мероприятий. Самым надежным из них является устройствогерметичных резервуаров, бензохранилищ с дышащими крышами, дышащих баллонов, рассчитанных на атмосферное давление, исферических резервуаров,приспособленных к хранению бензинов под повышенным давлением. Большое значение имеют герметизацияоборудования по связанных междусобой застежкой-молнией. Для спуска конденсированной жидкости имеютсяспециальные трубы. Поливинилхлоридные коврыснижают потери от испарения на 60—90%.
Стабилизациянефтей