Методы разрушения водонефтяных эмульсий.
Все существующие методы подразделяют на три группы – механические, термохимические и электрохимические. Общим для всех этих методов является стремление достичь максимальной скорости осаждения ω0 взаимодействием в той или иной степени на параметры, определяющие ее по формуле 1.
1. Механические методы. Простейшим из них является гравитационное отстаивание в сосудах большой емкости, где нефть пребывает в течение 1-2 ч. Метод малопроизводителен и в чистом виде практически не применяется.
2. Термохимический метод. Заключается в вводе в систему деэмульгатора (химического вещества), разрушающего защитную сольватную оболочку вокруг глобул воды, с осаждением коалесцированных капель воды в нагретой нефти. Метод позволяет существенно увеличить скорость осаждения капель за счет снижения плотности и вязкости нефти (нагрев до 60-1000С) и ускорения укрупнения капель воды.
Деэмульгатор вводят в поток нефти в количестве 5-50 г/т нефти.
Термохимический метод в чистом виде используют обычно на промыслах как метод обезвоживания нефти с большой глубиной обессоливания.
3. Электрохимический метод. Этот метод заключается в пропускании нефти через электрическое поле, преимущественно переменной промышленной частоты и высокого напряжения (15-44 кВ). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, а результате частой смены полярности электродов увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения. Это позволяет достичь глубокой очистки нефти от воды (до 0,1% мас.).
В промысловой практике применяется электрохимический способ обезвоживания нефтей. Пластовая вода извлекается вначале в отстойниках промысла (термохимический метод), а диспергированная ее часть – в электродегидраторах (электрический способ). Нефть, поставляемая с промыслов в магистральные нефтепроводы, должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 51858-2002 по качеству.
Для достижения глубокого обессоливания нефти электротермо-химический способ осуществляют в две или три ступени с противоточной подачей свежей воды (установки ЭЛОУ НПЗ). При смешении нефти с пресной водой создается искусственная эмульсия (но с низкой соленостью), которую затем разрушают. Число ступеней обессоливания нефти определяется содержанием солей в исходной нефти и устойчивостью эмульсии.
После глубокой очистки на установках ЭЛОУ нефтеперерабатывающих заводов поддерживается содержание воды менее 0,1% мас., солей – менее 5 мг/л; такая нефть пригодна для переработки.
Требования, предъявляемые к нефти перед транспортом. Товарная нефть
В соответствии с ГОСТР51858-2002 условное обозначение товарной нефти, поставляемой в магистральные нефтепроводы, состоит из четырех цифр:
Класс нефти (по содержанию серы).
Тип нефти (по плотности, а при поставке на экспорт – дополнительно по выходу фракций и массовых долей парафина).
Группа нефти (по степени промысловой подготовки).
Вид нефти (по содержанию сероводорода и легких меркаптанов).
По этим признакам регламентированы следующие классификационные нормы:
Класс нефти (по содержанию серы, % мас.):
1) малосернистая ( 
0,60);
2) сернистая (0,61-1,80);
3) высокосернистая (1,81-3,50);
4) особо высокосернистая (> 3,50).
Тип нефти
| Показатель | (особо легкая) | (легкая) | (средняя) | (тяжелая) | (битуминозная) | |||||
| Россия | экспорт | Россия | экспорт | Россия | экспорт | Россия | экспорт | Россия | экспорт | |
| 1. Плотность, кг/м3, при температуре: 200С 150С | <830,0 <834,5 | 830,1-850,0 834,6-854,4 | 850,1-870,0 854,5-874,4 | 870,1-895,0 874,5-899,3 | >895,0 >899,3 | |||||
| 2.Выход фракции, % не менее, при температуре до: 2000С 3000С 3500С | - - - | - - - | - - - | - - - | - - - | - - - | - - - | |||
| 3. Массовая доля парафина, % не более | - | 6,0 | - | 6,0 | - | 6,0 | - | - | - | - |
Группа нефти
| Показатель | Норма для группы | |||
| 1. Массовая доля воды, % не более | 0,5 | 0,5 | 1,0 | |
| 2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | ||||
| Показатель | ||||
| 3. Массовая доля механических примесей, % не более | 0,05 | 0,05 | 0,05 | |
| 4.Давление насыщеных паров, кПа, не более | 66,7 | 66,7 | 66,7 | |
| 5.Содержание хлорорганических соединений во фракции выкипа-ющей до 204оС, ppm, не более | ||||
Вид нефти
| Показатель | Норма для вида | |
| 1. Массовая доля сероводорода млн-1 (ррm), не более | ||
| 2. Массовая доля метил-и этилмеркаптанов, ррm, не более |