Необходимость подготовки нефти

Подготовка нефти является завершающей стадией всех нефтепромысловых процессов.

Необходимо очистить нефть от нежелательных примесей до требования ГОСТа и с этими показателями нефть принимают для перекачки на нефтеперерабатывающие заводы.

Нефтеперерабатывающие заводы принимают нефть в строгом соответствии со стандартом на подготовленную нефть. В стандарт заложены:

- содержание воды;

- содержание солей;

- давление насыщенных паров;

- содержание механических примесей.

Стандарт на подготовленную нефть приведен в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Стандарт (ГОСТ) на подготовленную нефть.

К первоочередным задачам промыслов относятся не только добыть нефть, но очистить ее от нежелательных компонентов, то есть подготовить к переработке. Содержание воды в неподготовленной нефти в среднем по России до 80% – 90%. Содержание солей в нефти от 13 000 до 200 000 мг/л. нефтяной поток выносит на поверхность остатки породы в виде песка, глины, содержание которых может быть до 1 - 3%. В пласте за счет высокого давления и температуры в нефти растворен попутный газ. При выходе его на поверхность часть газа сразу же отделяется от нефти, часть остается.

Высокое содержание воды в нефти редко увеличивает вязкость потока, отсюда трудность перекачки, большие энергозатраты. Переработка обводненной нефти нарушает технологический режим колонн, требуются большие энергозатраты на нагрев и конденсацию обводненного продукта. В воде растворены различные соли - хлориды (Na, Ca, Mg) или щелочные (сульфаты, карбонаты). Эти соли к усилению коррозии оборудования, особенно хлориды 2-х валентных металлов – CaCl₂, MgCl₂.

Хлористый кальций в соответствующих условиях может гидролизоваться в количестве до 10% с образованием HCl. Хлористый магний гидролизуется на 90%, причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Гидролиз хлористого магния

Mg Cl₂ + H₂O      MgOHCl + HCl            (1)

может происходить под действием воды, содержащейся в нефти, а также за счет кристаллизационной воды хлористого магния. Разъедание аппаратуры продуктами гидролиза происходит как в зонах высокой температуры (трубы печей, испарители, ректификационные колонны), так и в аппаратах с низкой температурой (конденсаторы и холодильники).

При перегонке нефти в результате разложения сернистых соединений образуется сероводород, который является причиной наиболее сильной коррозии аппаратуры. Сероводород в присутствии воды или при повышенных температурах реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое железо.

Fe + H₂S      FeS +H₂         (2)

Покрывающая поверхность металла защитная пленка из FeS частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как сернистое железо вступает в реакцию:

FeS + 2HCl         FeCl₂ + H₂S           (3)

Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобождающийся сероводород вновь реагирует с железом.

При нагреве нефти соли выпадают в осадок, забивается оборудование, особенно трубы печей, и резко ухудшается коэффициент теплопередачи, что приводит к прогару труб.

Поэтому для создания нормальных условий эксплуатации объектов транспорта, хранения и переработки нефтей необходимо, чтобы в выдаваемых с промыслов нефтях содержалось, по возможности, минимальное количество воды и солей. То есть необходимо провести обезвоживание и обессоливание нефти.

Но не только в обезвоживании и обессоливании заключается процесс подготовки нефти к переработке. Необходима также стабилизация нефти пред выдачей ее с промысла, так как при сборе, транспортировке и хранении этих нефтей в промысловых условиях растворенные газы часто полностью теряются, кроме того, значительны потери легких нефтяных фракций, так как при испарении таких компонентов, как метан, этан и частично пропан, из нефти извлекаются также и более тяжелые углеводороды. Эти углеводороды, как известно, являются ценнейшими компонентами авиабензинов и, что особенно важно, в настоящее время являются исходным сырьем для промышленности нефтехимического синтеза. Также газы, растворенные в нефти, затрудняют перекачку нефти по трубопроводам из-за образования газовых пробок.

Таким образом, как следует из изложенного, технологическая и экономическая стороны рациональной организации подготовки нефти к переработке состоят в сосредоточении всего комплекса процессов (обезвоживание, обессоливание и стабилизация) подготовки нефтей в одном пункте в непосредственной близости к месту их добычи.

Типы эмульсий

Вода и нефть часть образуют трудно разделимую нефтяную эмульсию. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, В которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Та жидкость, которая образует взвешенные капли, называется дисперсной фазой, а та, в которой взвешены капли, - дисперсной средой. Смолистые нефти, содержащие нафтеновые кислоты или сернистые соединения, отличаются большей склонностью к образованию эмульсий. Эмульгированию нефти способствует также интенсивное перемешивание ее с водой при добыче.

Различают два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия.

В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором - капли воды образуют дисперсную фазу в нефтяной среде.

Образованию стойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют в системе третьи вещества – эмульгаторы. Растворимые в воде (гидрофильные) эмульгаторы способствуют образованию эмульсий типа нефть в воде, а растворимые в нефтепродуктах (гидрофобные) – вода в нефти. Последний тип эмульсий чаще всего встречается в промысловой практике. К гидрофильным эмульгаторам относятся такие поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т.п., легче смачиваемые нефтью, чем водой. Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующего образованию эмульсии противоположного типа, облегчает ее расслоение.

Чтобы узнать, какая жидкость составляет дисперсную фазу, в эмульсию вводят некоторое количество красящих веществ, растворимых либо в воде (красители метиловый оранжевый, фуксин, метиленовый синий), либо в нефти (судан, сафранин). Для эмульсии типа вода в нефти растворимое в воде красящее вещество наблюдается в виде мельчайших точек. Этот метод применим для светлых эмульсий. Второй способ основан на электропроводимости эмульсий. Если дисперсионной средой является нефть, эмульсия тока не проводит (нефть- плохой проводник проводник тока). Метод можно применять для темных эмульсий типа вода в нефти. Третий способ основан на разбавлении эмульсии водой или углеводородным растворителем. Гидрофильная эмульсия легко разрушается в воде, гидрофобная – в бензине или в бензоле.

Основными факторами, определяющими стойкость нефтяных эмульсий, являются физико-химические свойства нефти, степень дисперсности (размер частиц), температура и время существования эмульсии. Чем выше плотность и вязкость нефти, тем устойчивее эмульсия. Степень дисперсности зависит от условий образования эмульсий и для системы вода в нефти колеблется в пределах 0,2-100 мк. При размерах капель до 20 мк эмульсия считается мелкодисперсной , в пределах 20-50 мк – среднедисперсной и свыше 50 мк – грубодисперсной. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии. Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия. Эмульсии способны «стареть», т. е. повышать свою устойчивость со временем. При этом поверхностные слои приобретают аномалию вязкости, возрастающую со временем в сотни и даже тысячи раз. Свежие эмульсии легче поддаютяся разрушению и поэтому обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо проводить на промыслах.   

На поверхность нефть поступает в виде нефтяной эмульсии – смеси нефти с минеральной водой. Эмульсия типа «вода в нефти». Вода в виде мельчайших глобул размеры которых 0,1-100 мк (10^-5 – 10^{-2 см.).}

Добываемая эмульсия является очень устойчивой и в состоянии покоя вода не отстаивается от нефти, несмотря на большую плотность. Это связано с тем что, в нефтях находятся природные эмульгаторы – это тяжелые компоненты нефти – смолы, асфальтены. В этих соединениях есть гетероатомы, отсюда неподеленная пара электронов. Поэтому молекулы этих эмульгаторов являются полярными и за счет этого имеют сродство с водой, т.е. в их составе есть гидрофильная часть и гидрофобная. Отсюда при смешении с водой гидрофильная часть смол и асфальтенов устремляется в водную фазу, гидрофобная остается на месте в нефти. За счёт этого  на поверхности образуется адсорбционный слой (смолы, асфальтены). Этот слой не разрушается при столкновении глобул и вода не отстаивается. Кроме смол и асфальтенов к природным эмульгаторам относятся высокомолекулярные парафины. Они адсорбируются на слоя природных смол и асфальтенов и оболочка получается многослойной.