Азнакаевская УКПН

                                                                                                                                 стр. 

     Введение

1       Аналитический  обзор

1.1  История развития предприятия

1.2  Азнакаевская  УКПН

1.3  Применение  деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах

1.4   Борьба с потерями углеводородов

2       Обоснование выбранного способа производства

3       Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных реагентов

3.1 Требования к  готовой продукции

     3.2  Характеристика ШФЛУ, получаемой на блоке стабилизации

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            Описание технологической схемы

5            Технико – технологические расчеты

6            Механический расчет колонны К – 1

7            Аналитический контроль производства

8            Контрольно – измерительные приборы и автоматика

8.1  Цель и назначение автоматики

8.2    Описание технологической схемы блока автоматизации

8.3     Обоснование выбора приборов контроля и регулирования

9            Охрана труда и пожарная профилактика

10           Экономическое обоснование проекта

Заключение

         Приложение А . Библиография

         Приложение Б . Данные расчета на ЭВМ

         Приложение В . Спецификация к чертежам

ВВЕДЕНИЕ

         Нефтяная промышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства.

         Современное НГДУ(Нефте Газо Добывающее Управление) располагает большим разнообразным хозяйством: многочисленные сооружения основного производственного назначения, обеспечивающее добычу, сбор и подготовку нефти к транспортированию, подготовку к закачке в пластовых, сточных и пресных вод, а так же вспомогательные сооружения и службы: энергохозяйство, связь, механические мастерские, транспорт и т.д.

         Сложный  комплекс сооружений и служб должен соответствовать современному уровню развития техники, технологии сбора и подготовки нефти, газа и воды к транспортированию их потребителю и обеспечивать бесперебойную работу НГДУ для выполнения суточных масляных масляных и газовых планов добычи нефти и газа.

         Характерной чертой технического прогресса в нефтедобывающей промышленности при промысловом обустройстве в настоящее время является  использование блочно-комплексного автоматизированного оборудования изготовляемого индустриальным способом.

         Среди многих эффективных процессов и аппаратов, разработанных и внедренных за эти годы на промыслах, заслуживают упоминания:

·     внутритрубная деэмульсация нефтяных эмульсий, позволившая значительно сократить расходы на подготовку кондиционной нефти и высвободить оборудование, использовавшееся с низким к.п.д.;

·     применение герметизированных высоконапорных систем сбора нефти, газа и воды, существенно снизивших потери легких фракций нефти и значительно улучшивших все технологические показатели работы этих систем;

·     использование блочного автоматизированного оборудования заводского изготовления, позволившего в несколько раз ускорить ввод в эксплуатацию вновь открытых нефтяных месторождений и добиться существенного снижения расходов на промысловое оборудование и обустройство;

·     рациональные схемы монтажа сепарационных установок и расчеты их на пропускную способность по нефти и газу;

·     гидравлические расчеты трубопроводов, транспортирующих газонефтяные смеси, с учетом рельефа местности и т.д.

             1      АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

          1.1        История развития предприятия

Проблема повышения качества реализуемой нефти встала буквально с первых дней деятельности управления. Из-за несбалансированности объемов с необходимыми капвложениями отставало строительство объектов утилизации попутного нефтяного газа (сжигалась в факелах), объектов промысловой подготовки нефти и т.д.

В развитии системы подготовки нефти НГДУ(Нефте Газо Добывающего Управления)«Азнакаевскнефть» можно выделить три этапа.

1 этап: 1957-1963 гг.

характерные черты этого этапа: фонтанная добыча нефти, быстрый ее рост, открытая система сбора и транспорта 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 на Азнакаевской площади возросла с 650 до 4700 тыс. тонн. Подготовка нефти велась на 2-х ТХУ (термохимические установки), маломощных и несовершенных по технологии. Специализированного цеха не было и подготовкой нефти занимался коллектив нефти - промысла №1.

Нефть поставлялась на отечественные заводы и разрешалась сдавать её с обводненностью до 2-х %, при превышении – 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, самый напряженный период для коллектива ЦКППН. На  промыслах завершили перевод самотечных скважин на герметизированную систему сбора и транспорта нефти, в результате значительно сократились потери легких фракций.

Рационализаторы ЦКППН разработали и внедрили технологию по предварительному обезвоживанию сырой нефти в резервуарах, что позволило значительно увеличить полезную мощность УКПН-1.

В этот период по нефтепроводу «Дружба» началась поставка на экспорт нефти в соцстраны. Требования к качеству нефти были очень жесткими: содержание воды не более 0,5%, солей до100 мг/л (1 группа по качеству).

Повышение качества нефти до экспортной кондиции считалось в то время важнейшей народнохозяйственной задачей нефтяников.

В 1964 г. УКПН – 1 введена на проектную мощность 3,8 млн. т. в год режиме обезвоживания и обессоливания.

В 1966 г. освоили блок стабилизации и выработали первые 42 тыс. т. ШФЛУ, ценнейшего сырья для производства синтетического каучука и других продуктов нефтехимии. Началось частичное использование дренажных вод для ППД. Из-за несовершенной системы очисти дренажных вод, большая их часть закачивалась в поглощающие скважины, что привело 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 до экспортной кондиции 40% было реализовано с обводненностью до 2%.

За указанный период (1964 – 1972 гг.) было подготовлено нефти за экспорт 35 млн. т., выработано ШФЛУ – 627 тыс. т. В 1972 г вводится в эксплуатацию УКПН –2 производительностью 3,5 млн. т. Потребовалось 16 лет, чтобы обеспечить мощностями комплексной подготовки весь объем добываемой нефти.

3 этап: 1973-1995 гг.

Вся добытая нефть проходит комплексную обработку.

Подготовлено на экспорт 105,4 млн. т., выработано 2,9 млн. т. ШФЛУ.

В 1975 г. введены в эксплуатацию очистные сооружения закрытого типа. Вся сточная вода с этого времени используется для закачки в продуктивный пласт.

В связи с падением добычи нефти образовалась излишняя мощность. За 1973-1983 гг. на установках подготовили 18 млн. т. джалильской нефти.

При освоении УКПН – 1и УКПН – 2  ЦКППН столкнулся с большими трудностями.

Понадобилось годы напряженной инженерной работы, чтобы устранить недостатки и причины различных аварий.

На установке подготовки нефти проектом приняты две системы водоснабжения:

1.     система питьевого водоснабжения

2.     система производственно-противопожарного водоснабжения.

Сточные воды установки подготовки нефти образуются при обезвоживании и обессоливании нефти.

Кроме того, имеют место ливневые стоки с бетонных технологических площадок и обвалования резервуаров и хозяйственно-фекальные стоки. Очищенная и дегазированная сточная вода утилизируется путем закачки её в продуктивные горизонты в системе поддержания пластового давления. Газоснабжение объектов установки подготовки нефти предусмотрено от газовых сетей среднего давления Р = 3 кгс/см².

Питание приборов КИПиА осушенным сжатым воздухом осуществляется от компрессорной воздуха, расположенной на территории установки.

Подогрев обезвоженной и обессоленной нефти для колонны стабилизации осуществляется в печах П-24.

Технологическая схема подготовки нефти на описываемой установке осуществляется в три ступени.

1.2 Азнакаевская УКПН

         Проект Азнакаевской УКПН при Азнакаевском товарном парке производительностью 3,5 млн. Тонн в год по стабильной нефти разработан Казанским филиалом института ‘Татнефтепроект’’ в 1954 году. В 1969 году проект блока стабилизации переработан Горьковским филиалом института ‘Гипронефтезаводы’’ и увязан с проектом блока обессоливания.

         УКПН введена 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. Сырьевая насосная

4. Площадка шаровых отстойников

5. Площадка горизонтальных отстойников

6. Площадка теплообменной аппаратуры Т-1

7. Площадка теплообменной аппаратуры Т-2

8. Блок стабилизации

а) колонны К-1, К-2

б) емкости Е-11, Е-12, Е-13, О-2

в) аппараты воздушного охлаждения

г) концевые холодильники

9. Трансформаторная КТП-6/0,4кВ электроснабжение

10. Бензонасосная

11. Факельное хозяйство

12. Площадка аварийной емкости

13. Внутриплощадные технологические трубопроводы

14. Закольцованное водоснабжение

15. Нефтепровод УКПН-АТП

16. Площадка отпуска продукта К-2

17. Контрольно-измерительные приборы и автоматика

18. Газопровод

         Азнакаевская УКПН предназначена для обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти до кондиции согласно ГОСТ-9965-76, выработки и поставки ШФЛУ по качеству марки ‘А’’ и марки  ‘Б’’, согласно условиям поставки и соответствовать техническим условиям ТУ 38101524-93.

        1.3 Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах

         Водонефтяные эмульсии, представляющие собой дисперсные системы с большой межфазной поверхностью, обладают большой межфазной свободной энергией и с термодинамической точки зрения должны быть неустойчивыми, то есть само произвольно расслаиваться на нефть и воду.

         Деэмульгаторы нефтяных эмульсий относятся к обширному классу ПАВ, то есть веществ, способных скапливаться ( адсорбироваться) на поверхности раздела двух соприкасающихся сред с различными физико-химическими свойствами ( нефть и вода).

         Наибольшее распространение в качестве деэмульгаторов получили неионные ПАВ, получаемые на основе окисей алкиленов, продуктов их модификации или композиции на основе неионных продуктов.

         По характеру растворителя деэмульгаторы разделяются на 3 группы. К первой относятся 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 растворитель представляет собой смесь ароматических углеводородов и спиртов. В третью группу входят деэмульгаторы проксанол 305-50, проксанол 186-50, проксамин 385-50, реапон 4В.

         По смачивающей способности (хорошая, средняя, низкая) деэмульгаторы могут быть условно разделены на три группы. К первой группе относятся прогалит НМ 20/40Е и реапон 4В, которые при концентрации водных растворов 3 г/л в течение 49-59 секунд смачивают половину навески гидрофобного порошка.

         Деэмульгатор проксанол 305-50 по смачивающей способности уступает этим двум реагентам.

         Дипроксамин 157-65М, проксамин 385-50 и проксанол 186-50 имеют низкую смачивающую способность.

         Таким образом, при обработке эмульсий нефтей , содержащих механические примеси, предпочтение может быть отдано деэмульгаторам прогалит НМ 20/40Е и реапон 4В.

         Можно выделить 3 основные технологические стадиипроцесса разрушения водонефтяных эмульсий: обработка эмульсии деэмульгатором, при которой происходят физико-химические процессы разрушения защитных оболочек; подготовка эмульсии к разделению, при которой уменьшается удельная поверхность эмульсии, то есть происходит слияние капель при их столкновении; разделение эмульсии на образующие ее фазы с наименьшей границей их раздела.

1.4 Борьба с потерями углеводородов

По разным оценкам, потери газа и легких фракций нефти в масштабах страны (от скважины до бензоколонки) составляли 50 млн. тонн в год, что равносильно потери добычи нефти целого крупного нефтяного региона. Причины потерь заключаются в недостаточной стабильности нефти и негерметичности резервуаров, в которые она поступает. Кроме потерь углеводородного сырья происходит значительное загрязнение атмосферного воздуха, превышающее предельно-допустимое на расстоянии 800 - 1500 м. На выбросы из этих объектов приходится до 60% экономического ущерба, создаваемого выбросами из передвижных и стационарных источников в районах добычи нефти. Поэтому важной задачей является максимальное сокращение ( вплоть до исключения) потерь и выбросов из конденсатосборников и резервуаров в условиях высокой плотности населённых пунктов и ужесточения экологических ограничений.

В объединении «Татнефть» проблема совершенствования техники сепарации и сокращения потерь ценных углеводородов решалась на основе целого комплекса ( выполненных на уровне последних достижений) технологий, схем и оборудования, в том числе:

·     применение герметизированных систем нефтегазосбора;

·     совместного транспорта нефти и газа до узлов сепарации использованием различных технических решений;

·     герметизации всех крупных резервуарных парков на базе прме-нения технологий улавливания паров углеводородов, разработанных ТатНИПИнефтью, с использованием импортного оборудования;

·     рециркуляции газа с последующих ступеней сепарации на предыдущие, позволяющие снизить выпадение конденсата в газопроводах;

·     использование эжекторных технологий для отбора газа на объек

тах, имеющих резерв по давлению рабочего газа или жидкости, и утилизации сероводородсодержащего газа;

*                    очистки сероводородсодержащего газа от сероводорода до 99,99% в промысловых условиях по технологии, предусматривающей исполь-зование растворов трилона Б в качестве абсорбентов;

*                     разработки и применения гидродинамических технологий сепа-рации пенистых нефтей, позволяющих повысить удельную производительность сепараторов в 4-6 раз при высоком качестве сепарации, и получить в результате этого, а так же сокращения размеров технологических площадок, числа и металлоемкости аппаратов огромный экономический эффект;

*                     осуществление первой и последующих ступеней сепарации в концевых делителях фаз – трубчатых аппаратах, выполняющих одновременно с этим функции делителей потоков и аппаратов предварительного сброса воды, обеспечивающих большой  экономический и экологический эффекты;

*                     использование нефтяного газа в технологических целях (путевой подогрев), сокращения на этой основе потребляемой электроэнергии и обеспечения трубной деэмульсацииии вязких нефтей;

*                     герметизации резервных парков НРЗ и трубопроводных компаний на основе уникальных систем УЛФ, включая парки, в которые поступает сероводородная нефть.

         В начальный период обустройство промыслов Татарии осуществлялось по самотечной схеме сбора с установкой индивидуальных замерно-сепарационных устройств на каждой скважине. Эффективность сепарации была недостаточной, а повышенное давление сепарации вызывало значительные потери углеводородного сырья от испарения в резервуарах и высокую загазованность воздушного бассейна в районах добычи нефти.

         Это вызвало необходимость разработки более совершенной групповой схемы сбора нефти с дожимными насосными станциями, превратившимися в последствии в герметизированную высоконапорную схему сбора и транспорта нефти.

         В дальнейшем процесс сепарации нефти осуществлялся дифференцированно по операциям при наиболее благоприятном гидродинамическом режиме в трубопроводах промысловой системы сбора. Часть операций была перенесена на концевые делители фаз с расчетными характеристиками ( длина, диаметр), а очистка газа от взвешенных частиц жидкости выполнялась наземным оборудованием.

Таким образом, качественный скачок в сепарации газонефтяных смесей на промысловых объектах дал возможность разработать совмещенную технологию транспортирования продукции скважин и сепарации газа. Данная технология позволила снизить удельные капиталовложения на объектах сепарации более, чем в 3,7 раза, себестоимость процесса - более, чем в 3 раза, сократить массовые потери углеводородов с 10% от общих ресурсов нефтяного газа до 1.03%  (по нефти) в резервуарах.

Второй этап работы по сокращению потерь легких фракций связан с разработкой техники и технологии отбора и утилизации углеводородов.

Для определения оптимальных режимов технологии была разработана оптимизационная модель сепарации нефти с рециркуляцией газа. Её функционалом служит сумма взаимоисключающих слагаемых: потерь легких фракций нефти от испарения в резервуарах и энергетических затрат на компримирование газа. В результате этого была выявлена область эффективного применения технологии рециркуляции в зависимости от состава нефти.

На основе проведенных исследований было разработано несколько модификаций технологии сепарации с регулируемым отбором и подачей газа в нефть. Процесс осуществляется в два этапа: в начале перед первой ступенью сепарации предварительно отбирают газ, что позволяет улучшить абсорбиру-ющую способность нефти и извлечь большее количество тяжелых компонентов из рециркулируемого газа, затем часть этого газа возвращают в нефть для более избирательного распределения углеводородных компонентов между фазами на последующих ступенях сепарации. На практике технология позволяет снизить суммарные потери от испарения и конденсации на 24% без увеличения нагрузки на компрессорное оборудование.

Технология осуществляется следующим образом: газ, выделившийся в сепараторах, направляют на компрессорную станцию, где коипримируют до Р=0,5 - 0,6 мПа, затем подают в газопровод. В процессе движения газа вследствие снижения температуры до 10 - 15 градусов из него начинает выделяться конденсат, в котором на начальном участке газопровода в основном содержится вода ( до 95%). При дальнейшем движении газа из него выпадает конденсат, который скапливается в кондесатосборниках. Отсояв-шийся в них от вод конденсат пропускают через диспергатор и образовавшуюся тонкодисперсную систему непрерывно вводят в зоны пониженного давления, которые создают по газопроводу задвижками в местах наибольшего скопления конденсата. За счет перепада давления создается повышенный скоростной напор газового потока способствующий мгновенному распространению полученных диспергаторами мельчайших капелек конденсата в объеме газового потока по длине газопровода. В резуль-тате на  газоперерабатывающий завод в полном объеме поступают углеводороды в виде обогащенного газа и мелкодисперсного конденсата. Энергетические затраты на реализацию данной технологии снижаются при одновременном использовании технологии рециркуляции, т.к. уменьшается количество диспергируемого конденсата.

Таким образом, задача сокращения потерь углеводородов при транспортировании газ полностью решается двумя взаимо дополняющими технологиями: рециркуляции и транспорта распыленного конденсата.

Более эффективной оказалась технология отбора паров из нефти из резервуаров с помощью установок УЛФ. Она предусматривает улавливание испаряющихся углеводородов практически до 100% (масс.), принося огромную прибыль и решая одновременно с этим проблему предотвращения загрязнения окружающей среды вредными выбросами.

Установки УЛФ работают в автоматическом режиме, имеют устройство самозащиты от случайных отключений, способны функционировать длительное время в режиме частых включений и отключений, работоспособны в условиях высокоагрессивных сред. Только установками УЛФ в 1991 - 1995 гг уловлено более 340 тысяч тонн углеводородов.

Комплекс рассмотренных технологий позволяет решить важнейшую для современного периода проблему - защита окружающей среды, получив при этом большой экономический эффект.

Наибольший эффект достигнут при внедрении совместного сбора системы УЛФ и КДФ, что объясняется как высокой эффективностью технологий, так и широким их применением.

1       Обоснование выбранного способа производства

Добываемая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей — частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в не­очищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжи­тельности эксплуатации месторождения возрастает обводнение неф­тяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды и только 10% нефти. Для перекачки же по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды.

Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транс­портирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отло­жений в теплообменниках, 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 почти не гидролизуется. Хлористый кальций в соответствующих условиях может гидролизоваться в количестве до 10% с образованием НС1. Хлористый магний гидролизуется на 90%, причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Гидролиз хлористого магния 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 (особенно в сочетании с хлористым водородом) является причиной наиболее сильной кор­розии аппаратуры. Сероводород в присутствии воды или при повы­шенных температурах реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое железо. Покрывающая поверхность металла защитная пленка частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как сернистое железо вступает в реакцию.

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

Минерализация, или соленость воды, добываемой вместе с нефтью, измеряется количеством сухого вещества, остающегося после вы­парки 1 л воды. Соленость нефтей выражается в миллиграммах хлоридов (в пересчете на КаС1), приходящихся на 1 л сырья, и зави­сит от степени минерализации пластовой воды и содержания ее в нефти. В восточных районах СССР 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 в нефти, направляемой на перегонку, — не более 5 мг/л.

От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на спе­циальных установках.

ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТЕЙ

Типы   эмульсий

Вода и нефть часто 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, — дисперсионной 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 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 эмульсии 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 поддаются разрушению и поэтому обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо про­водить на промыслах.

Методы предотвращения потерь легких  фракций

При перемещении нефти от скважин до нефтезаводских емкостей из нее испаряются наиболее легкие компоненты (метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции), которые безвозвратно те­ряются, если не принять специальных мер по герметизации емкостей и сбору выделяющихся газов и паров. Такие потери могут достигать 5% от нефти. Из этих данных следует, что при транспортировании от нефте­промыслового трапа до нефтеперерабатывающего завода из нефти потеряно 2,2% фракций, выкипающих до 100° С. Естественно, что чем дольше хранится нефть, тем больше теряется летучих компонен­тов. С другой стороны, если в нефти, поступающей на перегонку, содержатся газообразные углеводороды, 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 из нефти и нефтепродук­тов в основном происходят в резервуарах, рассмотрим более подробно этот случай. При наполнении резервуара из него в атмосферу вытес­няется некоторый 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 при его заполнении, может быть опре­делено по номограмме.

. Последнее в свою очередь возрастает при повышении температуры и концен­траций летучих компонентов в нефти (бензине).

При хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах наблю­даются потери от так называемых малых дыханий резервуаров. Малые дыхания протекают по следующей схеме. Днем пары в газовом пространстве 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, когда температура в газо­вом пространстве понижается, газы сжимаются, в резервуаре обра­зуется вакуум, дыхательный клапан открывается и атмосферный воздух 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 устройство герметичных резервуаров, бензохранилищ с дышащими крышами, дышащих бал­лонов, рассчитанных на атмосферное давление, и сферических резер­вуаров, приспособленных к хранению бензинов под повышенным давлением. Большое значение имеют герметизация оборудования по связанных между собой застежкой-молнией. Для спуска конденсиро­ванной жидкости имеются специальные трубы. Поливинилхлоридные ковры снижают потери от испарения на 60—90%.

Стабилизация нефтей

Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению низкомолекулярных углеводородов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачива­ющих станциях нефтепроводов.