1 2 3 Обзор методов обезвоживание нефти. Чжао Хуэйцзе 4 Новосибирский государственный технический университет, пр. Карла Маркса, 20, г. Новосибирск, 630073, Россия; 5 6 1 7 Абстракт: В данной статье представлен обзор существующих методов обезвоживания нефти, основанный на анализе и исследовании различных подходов к процессу обезвоживания. С помощью обобщения большого количества литературных источников данная статья описывает различные проблемы, связанные с обезвоживанием сырой нефти, а также практические решения для их решения. 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 Ключевые слова:обезвоживание нефти,энергоэффективность,методы обезвоживания,повышение эффективности процесса,разделение воды и нефти,энергосберегающие технологии,математическая модель,оптимизация процесса,технико-экономическое обоснование,интегрированная оценка параметров,ресурс накопителя энергии,эксплуатационные факторы 1.Введение Современные тенденции в развитии нефтяной промышленности направлены на разработку и применение эффективных методов обезвоживания нефти. Это связано с растущим спросом на нефтепродукты и необходимостью оптимизации процесса добычи и переработки нефти. В настоящее время существует ряд методов, которые успешно применяются для обезвоживания нефтяных скважин и повышения эффективности процесса. Одним из ключевых методов является использование технологий разделения воды и нефти. Эти технологии позволяют эффективно отделять воду от нефти и сокращать объем воды, которая поднимается на поверхность вместе с нефтью. Такие методы включают использование химических реагентов, фильтрации, сепарации и других инженерных решений. Также широко применяются передовые технологии, направленные на достижение энергосбережения и повышение эффективности процесса обезвоживания нефти. Это включает в себя использование современных систем управления, автоматизации и мониторинга, а также оптимизацию работы оборудования и процессов. Существует несколько факторов, которые необходимо учитывать при выборе метода обезвоживания нефти. Одним из них является стоимость и доступность технологий. Также важно учитывать условия месторождения, свойства нефти и требования к окружающей среде. Целью данного обзора является критический анализ существующих методов обезвоживания нефти, выявление наиболее эффективных способов и предложение новых теоретических и практических подходов для оптимизации процесса. Это включает в себя разработку математических моделей, проведение экспериментов и анализ результатов. Изучение и совершенствование методов обезвоживания нефти имеет важное значение для нефтяной промышленности, так как позволяет снизить затраты на добычу и переработку нефти, улучшить экологическую обстановку и повысить энергоэффективность процесс. 2. Используемые материал и методы В данной статье представлен обзор существующих методов обезвоживания масел и жиров. Обзор учитывает публикации с 2010 по 2022 годы, а также некоторые ранние работы. Исследование рассматривает изменение физико-химических параметров нефтепродуктов после применения различных методов обезвоживания, таких как термическое обезвоживание, использование адсорбентов и электроосмотическая деконтаминация. Эти исследования окажут значительное влияние на разработку эффективных методов обезвоживания нефти. Перед анализом методов проведена классификация методов, как показано на рисунке 1. 2 из 24 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 Рисунок 1 – Схема группировки методов 3. Методы обезвоживания нефти 3.1 Обзор методов обезвоживания нефти Физический метод обезвоживания: Метод седиментационного разделения для обезвоживания Метод седиментационного разделения является самым простым способом обезвоживания сырой нефти, однако его эффективность относительно невысока, и он может лишь частично отделять свободную воду из добываемой жидкости. Из-за различной плотности сырой нефти и воды в добываемой жидкости при действии гравитации происходит начальное разделение на верхний слой нефти и нижний слой воды. Водные капли в нижнем слое подвергаются процессу промывки, а маленькие нефтяные капли оседают естественным образом. Этот метод разделения обычно применяется для начальной обработки высокогумидных добываемых жидкостей, содержащих большое количество воды [1]. Для обезвоживания сырой нефти с помощью седиментационного разделения обычно используется емкость для седиментации. Преимуществами такого оборудования являются отсутствие необходимости подогрева, экономия топлива, простая конструкция, легкость в обслуживании и хорошая герметичность, что предотвращает потерю легких фракций. Однако этот метод обезвоживания имеет низкую эффективность и требует много времени. Для улучшения эффективности обезвоживания обычно применяются методы, такие как добавление легкой нефти, ввод водорастворимых добавок, чтобы увеличить разницу в плотности между нефтью и водой, а также нагрев, чтобы снизить вязкость сырой нефти и увеличить скорость разделения нефти и воды. После диспергирования воды в нефти, влагосодержащая нефть превращается из эмульсии в суспензию[2], то есть вода, содержащаяся в нефти, превращается в водяные капли, которые взвешиваются в нефти. Эти водяные капли должны столкнуться друг с другом, образуя более крупные капли, и под действием гравитации оседать на дно емкости, чтобы отделиться от нефти. Способ седиментационного обезвоживания основан на разнице в плотности между нефтью и водой. При действии этой разницы плотности происходит водная промывка нижнего слоя и оседание нефтяных капель в верхнем слое, что приводит к разделению нефти и воды. Этот метод применяется в основном для предварительной обработки нефти, добытой на месторождении, или сырой нефти с высоким содержанием влаги. Для этого обычно используются емкости для седиментации и отделители свободной воды. При использовании этого метода смесь нефти и воды обычно не требует нагревания, что экономит топливо. В емкости отсутствуют подвижные элементы, поэтому операции просты, и требования к автоматизации невысоки. Объем и плотность нефти меняются незначительно, и потери легких компонентов минимальны. Однако этот метод требует достаточно длительного времени и обладает низкой эффективностью. Он также не подходит для обезвоживания нефти с низким содержанием влаги, низкой разницей в плотности между нефтью и водой или высоким содержанием бензина. Для ускорения скорости разделения нефти и воды были разработаны ряд методов и мероприятий, таких как увеличение размера водных капель, увеличение разницы в плотности между водой и нефтью, снижение вязкости нефти и другие. Например, добавление легкой нефти в сырую нефть, добавление безопасных веществ в воду для увеличения ее плотности, нагрев эмульсии сырой нефти для повышения эффективности обезвоживания. Согласно источнику [3], при обработке нефти с помощью нагреваемого седиментационного оборудования при повышении температуры с 65 °C до 110 °C содержание влаги снижается с 20% до 10%, что решает проблему обезвоживания нефти с низким содержанием влаги. Метод вихревого разделения для обезвоживания Разделение нефти и воды с помощью вихревой сепарации осуществляется путем создания центробежной силы с использованием вращающегося потока жидкости, вместо оседания под действием гравитации. Этот метод обеспечивает более высокую скорость и эффективность разделения, а также сокращает время процесса. Одним из распространенных устройств для центробежного разделения нефти и воды является гидроциклон и центрифуга. Гидроциклон представляет собой устройство, состоящее из четырех вращающихся элементов, соединенных последовательно: входной сегмент, сегмент сужения, сегмент разделения и выходной сегмент. В случае гидроциклона для жидкости-жидкости смешанная жидкость входит в устройство, 3 из 24 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 где она создает статическое напряжение на жидкость. Под воздействием этой силы жидкость начинает вращаться, и в процессе вращения образуется регулярное пространственное распределение разделенных материалов, а затем с помощью специальной конструкции выполняется окончательное разделение жидкости. Механизм вихревой сепарации основан на разделении нефти и воды в зависимости от различной центробежной силы, создаваемой вращением смеси нефти и воды. В зависимости от способа образования центробежной силы, вихревую сепарацию можно разделить на гидроциклонную технологию и спиральную трубную технологию и т.д. Гидроциклонная технология осуществляет разделение на основе различной центробежной силы, вызванной потоком или механическим движением. Основным устройством для гидроциклонной сепарации является гидроциклон [4], при этом основной силой, обеспечивающей разделение нефти и воды, является центробежная сила, определяемая формулой F=(ρ1-ρ2)Vγω2, где ρ1 и ρ2 - плотности нефти и воды соответственно, V - объем, γ - радиус, ω - угловая скорость. На рисунке 3.1 показана схема гидроциклона. При использовании гидроциклона требуется определенное содержание нефти. Когда содержание нефти составляет от 3000 × 10-6 до 15300 × 10-6, гидроциклон может обеспечить эффективное разделение нефтеводной смеси (с эффективностью разделения более 99%). После ввода смеси нефти и воды в гидроциклон, она проходит от линейного движения в трубопроводе к высокоскоростному вращательному движению. После прохождения через конус разделения скорость потока быстро увеличивается, и он приобретает спиральное течение. Из-за меньшей плотности нефти, она испытывает меньшую центробежную силу, которая сосредоточена в центральной области гидроциклона, и нефть постепенно выходит из выходного отверстия гидроциклона. Вода, имеющая большую плотность, испытывает большую центробежную силу, которая сосредоточена во внешней части гидроциклона, и она постепенно выводится через концевую трубу. Принцип работы гидроциклона основан на этом принципе разделения и применяется в основном для обезвоживания сырой нефти [5]. 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 Рисунок3.1 Схема вихревого сепаратора нефти и воды Гидроциклон обладает такими преимуществами, как удобство использования, компактные размеры, высокая эффективность разделения и низкие эксплуатационные затраты. В последние годы он получил широкое применение в обезвоживании сырой нефти на суше и на море. Однако при использовании гидроциклона необходимо контролировать и регулировать параметры. Неправильная настройка параметров может привести к усилению эмульгации нефтеводной смеси. Поэтому гидроциклон требует относительно стабильных свойств нефтеводной смеси и постоянного потока, что создает некоторые недостатки, такие как низкая универсальность и высокие требования к автоматизации [6]. Метод микроволнового облучения для обезвоживания В последние годы, по мере того, как добыча нефти переходит в среднюю и позднюю стадии, для повышения коэффициента извлечения нефти приходится применять большое количество методов внедрения воды, что приводит к значительному увеличению содержания воды в добытой нефти. Присутствие воды в нефти оказывает серьезное влияние на хранение, транспортировку, переработку нефти, качество продукции и оборудование [7][8]. Метод микроволнового излучения включает использование преимуществ микроволн в процессе разделения и дегазации сырой нефти. Во время процесса дегазации, микроволны создают высокочастотное изменяющееся электромагнитное поле, под воздействием которого полярные молекулы в эмульсии быстро вращаются. Это нарушает зета-потенциал [9] межфазной пленки нефтеводного интерфейса, и когда молекулы воды (или нефти) теряют воздействие зета-потенциала, они начинают двигаться в произвольном направлении и сталкиваются друг с другом. Вода, поглощая энергию микроволн, расширяется, что приводит к утоньшению межфазной пленки под действием внутреннего давления. Кроме того, под воздействием магнитного поля, создаваемого микроволнами, некоторые неполярные молекулы намагничиваются и образуют вихревое электрическое поле с нефтяной молекулой под углом, что уменьшает межмолекулярные силы и понижает вязкость нефти, а также увеличивает разницу в плотности между нефтью и водой. В результате всех этих процессов увеличивается вероятность столкновения молекул воды, они сливаются в большие капли и, наконец, оседают в сырой нефти, достигая разделения между нефтью и водой. Метод микроволнового излучения обладает достаточно идеальным эффектом обезвоживания сырой нефти. Без использования диспергаторов, при условиях микроволнового излучения с време- 4 из 24 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 нем воздействия 11 минут, мощностью 375 Вт и давлением 0,1 МПа на нефтяной образец с содержанием воды 30%, эффективность обезвоживания составляет 93,15%, а содержание воды в нефти после обезвоживания составляет 2,85%. Эффективность обезвоживания при использовании микроволнового излучения зависит от свойств нефти, времени воздействия микроволн, давления, мощности и других факторов. Для каждого типа нефтяных образцов существуют оптимальные значения времени воздействия, давления и мощности, которые отличаются из-за различных свойств нефти, в то время как оптимальные значения давления и мощности остаются одинаковыми. При использовании этого метода обезвоживания вода после процесса становится прозрачной, без эмульгации. Метод микроволнового излучения для обезвоживания сырой нефти обладает преимуществами быстроты, высокой эффективности и энергоэффективности, и имеет перспективы для промышленного применения [10]. Традиционный способ нагрева основан на радиации, конвекции и проводимости, нагрев происходит от поверхности к внутренним слоям, скорость теплоотдачи низкая, возникают температурные градиенты, неравномерное нагревание. Кроме того, традиционный способ нагрева применяется для одновременного нагрева всех компонентов смеси, без возможности дифференцированного и выборочного нагрева. В сравнении с традиционным способом нагрева, микроволновое излучение обладает следующими характеристиками [11]: (1) Микроволновое излучение представляет собой нагрев вещества за счет поглощения энергии в электромагнитном поле, вызывающего перемешивание на молекулярном уровне, обеспечивая равномерный нагрев и небольшой температурный градиент. Эта особенность особенно полезна для реакций, чувствительных к температурному градиенту, таких как полимеризация и реакции полимеризации. (2) Поскольку способность вещества поглощать энергию микроволн зависит от его диэлектрических свойств, можно осуществлять выборочный нагрев различных компонентов в смеси. В некоторых газообразных реакциях одновременно происходят реакции на газо-твердом интерфейсе и в газовой фазе, и газовая фаза может уменьшать выборочность. Однако, благодаря способности микроволнового излучения к выборочному нагреву, температура газовой фазы не будет слишком высокой, что способствует повышению выборочности реакции. (3) Микроволновый нагрев не имеет запаздывающего эффекта: после выключения источника микроволновой энергии нет передачи энергии к веществу. Это свойство позволяет контролировать реакции, требующие высокой температурной стабильности. (4) Микроволновый нагрев обладает высокой энергетической эффективностью, обеспечивая быстрый нагрев вещества. Правильное использование микроволн может ускорить скорость обработки материала, но неправильное использование может иметь негативные последствия. Анализ результатов эксперимента по эмульсификации методом микроволнового излучения: В статье был проведен эксперимент по простой микроволновой дезэмульгации сырой нефти с содержанием воды 78%. На рисунке 3.2 показана зависимость коэффициента обезвоживания сырой нефти от времени при различных значениях времени воздействия микроволнового излучения. 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 3.2 График зависимости коэффициента обезвоживания от времени осаждения На графике очевидно, что с увеличением времени воздействия микроволнового излучения объем выделяющегося водного слоя в эмульсии сырой нефти постепенно увеличивается, скорость разделения увеличивается, время завершения разделения сокращается, и эффект дезэмульгации становится лучше. При взятии 10 мл сырой нефти, максимальный объем выделенного водного слоя достигается при микроволновом излучении в течение 12 секунд и осаждении в течение 25 минут, и составляет 69,2%. Микроволны могут использоваться для дезэмульгации, это результат совместного воздействия теплового и неравновесного эффектов микроволнового излучения. При микроволновом нагреве система достигает высокой температуры в течение очень короткого времени благодаря небольшому температурному градиенту. Поглощение тепла водными молекулами приводит к их расширению, что делает межфазную пленку тоньше и снижает ее прочность. Увеличение растворимости масла при нагревании также приводит к утоньшению межфазной пленки и снижению ее прочности. 5 из 24 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 В то же время, образование высокочастотного изменяющегося электромагнитного поля при микроволновом излучении вызывает быстрое вращение водных молекул, разрушая зета-потенциал межфазной пленки нефтеводного интерфейса, а также может намагничивать масляные молекулы, образуя вихревое электрическое поле, уменьшающее межмолекулярные силы и снижающее вязкость масла, увеличивая разницу в плотности между маслом и водой. Все эти факторы способствуют дезэмульгации с помощью микроволнового излучения. Метод электрической дезэмульгации и обезвоживания Электрическая дезэмульгация сырой нефти обычно осуществляется путем разрушения эмульсии под действием сил статического электрического поля и химической дезэмульгации. Основным способом является образование крупных капель путем объединения мелких водных капель под воздействием высокого электрического поля при высоком давлении. При этом используется разница в плотности между нефтью и водой, чтобы вода оседала и отделялась от нефти. Для дезэмульгации используются высоковольтные электрические поля, включая переменный ток, постоянный ток и переменно-постоянный ток. В процессе электрической дезэмульгации существуют три основных способа объединения капель: дипольное объединение, колебательное объединение и электрофоретическое объединение. Колебательное и дипольное объединение происходят в переменном электрическом поле, дипольное и электрофоретическое объединение - в постоянном электрическом поле, но электрофоретическое объединение играет основную роль. При использовании электрической дезэмульгации можно осуществлять масштабные непрерывные операции, но этот метод не может быть применен для водно-масляных эмульсий из-за низкой диэлектрической постоянной и электропроводности масла по сравнению с водой[12]. Процесс электродезэмульгации и обезвоживания сырой нефти обычно реализуется под воздействием сил статического электрического поля. Мелкие водяные капли в вытяжной жидкости под действием высоковольтного электрического поля постоянно сталкиваются и объединяются, образуя крупные водяные капли, которые под действием силы тяжести перемещаются вниз и оседают, что приводит к разделению нефти и воды. В исследованиях и производстве электродезэмульгации применяются переменные высоковольтные электрические поля, постоянные высоковольтные электрические поля и переменно-постоянные электрические поля. Постоянные высоковольтные электрические поля обеспечивают электродезэмульгацию путем дипольного объединения и электрофоретического объединения. Путем непрерывного исследования и улучшения электродезэмульгационных технологий сырой нефти был разработан метод высокочастотного импульсного электродезэмульгации. Его принцип заключается в том, что влияние внешнего электрического поля приводит к поляризации жидкостных капель, что приводит к их объединению в течение короткого времени. Высокочастотное импульсное электрическое поле может индуцировать дипольные моменты и приводить к взаимному притяжению капель, что в свою очередь приводит к их столкновению и объединению. Вибрационное действие импульсного электрического поля вызывает изменение скорости потока водо-нефтяной смеси, что приводит к движению интерфейса, накоплению зарядов. Это облегчает столкновение и объединение капель, разрыв интерфейсной пленки, а затем осаждение и разделение нефти и воды[13]. Ультразвуковой метод обезвоживания Ультразвуковой метод дезэмульгации является очень эффективным способом усиления процесса разделения и обезвоживания сырой нефти. Этот метод основан на особенностях ультразвука, включая его механическое воздействие и тепловое воздействие. Механическое воздействие ультразвука позволяет перемещать водные частицы в направлении узлов и пучностей волны, стимулируя столкновение частиц и образование более крупных капель, которые затем оседают и разделяются под действием гравитации. Тепловое воздействие ультразвука ускоряет движение водных частиц, увеличивает возможности их столкновения и снижает силу интерфейсной пленки благодаря повышению температуры, а также уменьшает вязкость нефти[14]. Влияние факторов на ультразвуковой процесс обезвоживания включает амплитуду звукового давления, частоту, температуру и др. Ультразвуковые волны имеют хорошую проводимость как в воде, так и в нефти, что позволяет применять ультразвуковой метод для различных типов нефтяных эмульсий. В Китае уже была осуществлена индустриализация ультразвуковой дезэмульгации. В июне 2003 года в рафинерии Шэнли компании SINOPEC был проведен промышленный эксперимент с использованием "технологии ультразвукового усиления дезэмульгации смеси Виктория", разработанной исследовательским институтом компании Qilu. При использовании ультразвукового дезэмульгатора в сравнении с традиционными методами дезэмульгации удалось снизить содержание воды на 40% при сокращении расхода дезэмульгатора в 1/2-2/3[15]. Ультразвук - это механическая волна, которая может распространяться в среде и обладает множеством действий. В процессе обезвоживания сырой нефти ультразвуковые волны проявляют хороший эффект дезэмульгации[16]. Механическое воздействие ультразвука позволяет маленьким водным каплям двигаться в направлении узлов и пучностей волны, при этом они сталкиваются, конденсируются и объединяются в большие капли. Под воздействием гравитации большие капли начинают движение вниз и происходит их оседание и разделение. Вода "частицы", находящиеся в суспензии в среде сырой нефти, будут колебаться вместе с средой при воздействии ультразвука. Размеры и скорости колебаний этих водных "частиц" различны. Поэтому происходит столкновение и объединение водных "частиц", что приводит к увеличению их объема и, в конечном счете, к оседанию и разделению под действием гравитации. Воздействие ультразвука также вызывает тепловой эффект, который снижает вязкость нефти, способствует растворению интерфейсной пленки на границе между нефтью и водой, снижает прочность этой пленки. Кроме того, трение, возникающее при относи- 6 из 24 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332 333 334 335 336 337 338 339 340 341 342 343 344 тельном движении капель, также снижает прочность интерфейсной пленки, увеличивает вероятность столкновения капель, что все способствует дезэмульгации. Метод магнитной обработки для дегазации воды Магнитная обработка имеет широкий спектр применений, включая обработку воды, сырой нефти и эмульсий. Несмотря на многочисленные академические точки зрения, основанные на принципах применения магнитной обработки, не существует разработанной теории. Однако результаты сравнительных испытаний до и после магнитной обработки воды (водных растворов), сырой нефти, эмульсий и дезэмульгаторов показывают, что магнитная обработка может улучшить реологические свойства и дегазационные характеристики смеси. В результате магнитной обработки снижается поверхностное натяжение воды в нефтяном слое; коэффициент поглощения ультрафиолетового излучения воды из водопровода снижается; вязкость сырой нефти снижается; относительная плотность и точка застывания показывают тенденцию к снижению; образование низкотемпературных парафиновых кристаллов сокращается и принимает форму мелких частиц; вязкость эмульсии сырой нефти незначительно снижается, напряжение пробоя уменьшается, а поверхностное натяжение снижается; активность дезэмульгаторов повышается, что благоприятно сказывается на процессе дегазации сырой нефти. В статье [17] были проведены 14 групп экспериментов с общим числом 124 испытаний и получены 3488 данных. После анализа были выявлены закономерности влияния интенсивности магнитного поля на эффективность дегазации сырой нефти. Результаты эксперимента показали, что после введения магнитной обработки в процесс дегазации, при неизменных условиях дегазации, содержание воды в дегазированной нефти немного снижается, а содержание нефти в сточной воде уменьшается с 900-1000 мг/л до 500-600 мг/л. Затем были проведены эксперименты по снижению дозировки и температуры дегазации. При совместном рассмотрении этих двух факторов дозировка дегазирующего агента HD-6 была снижена с 40 кг/д до 9 кг/д, а температура дегазации снижена с 75°C до 64°C, при этом содержание воды в дегазированной нефти и содержание нефти в сточной воде по-прежнему соответствуют требованиям дегазации. Были получены следующие выводы: (1) Вода (водные растворы), сырая нефть, эмульсия сырой нефти и дезэмульгатор, подвергнутые магнитной обработке, могут изменять некоторые свойства, что положительно сказывается на технологии дегазации сырой нефти. (2) Структура магнитного обработчика имеет большое влияние на дегазацию сырой нефти. При применении технологии магнитной дегазации необходимо выбирать обработчик с рациональной структурой. (3) Лабораторные исследования показывают, что магнитная технология дегазации сырой нефти обладает высокой адаптивностью и имеет определенный эффект дегазации для нефти различных свойств при различных условиях испытаний. Применение комплексного метода магнитной дегазации обычно приводит к повышению степени дегазации на уровне от 35% до 80%. (4) Полевые испытания показывают, что применение технологии магнитной дегазации сырой нефти в процессе дегазации существенно повышает эффективность дегазации сырой нефти. Снижение дозировки дезэмульгатора, снижение температуры дегазации сырой нефти и улучшение качества сточной воды после дегазации, то есть снижение содержания нефти в сточной воде после дегазации. (5) Применение данной технологии в Цзы-и-Лянь и Гао-и-Лянь нефтяных месторождениях Северного Китая может ежегодно сэкономить 66,8 тонн дезэмульгатора, 1301,4 тонн топливного масла и обеспечить чистую экономическую выгоду в размере 204,1 млн юаней. Если данная новая технология будет внедрена во все нефтяные месторождения по всей стране, то можно сэкономить значительное количество энергии и материалов. Химический метод дегазации сырой нефти Химический метод разрушения эмульсии Химический метод разрушения эмульсии - это процесс, широко используемый в китайских нефтяных месторождениях. Обычно в эмульсию между нефтью и водой добавляют поверхностно-активные вещества или амфифильные супрамолекулярные поверхностно-активные вещества, которые называются деземульгаторами [18]. Они могут разрушать электролиты двойного электрического слоя и снижать прочность интерфейсной пленки. В сравнении с активностью интерфейсной пленки между нефтью и водой, активность химического деземульгатора выше, он может адсорбироваться на интерфейсной пленке нефть-вода, формируя слабую интерфейсную пленку, которая замещает пленку нефть-вода и приводит к ее разрушению. В результате, вода, заключенная в эмульсии, освобождается и сливается в большие капли, которые под действием гравитации движутся вверх, а нефть - вниз, что приводит к осаждению и разделению нефти и воды. Было разработано более 3000 видов деземульгаторов (молекулярная масса от сотен до десятков тысяч), которые активно применяются в научных и производственных целях. Деземульгаторы могут быть ионными и неионными. В настоящее время широко используются неионные деземульгаторы, включая серию AR, серию AP, серию AE и серию SP. В процессе использования деземульгаторов был сделан переход от дозировки 1 г/л до 10-30 мг/л. Ву Ди и другие исследователи разработали неионные обратнофазные деземульгаторы для откачки полимеров из вытесненных жидкостей Дачинского нефтяного месторождения [19]. Этот деземульгатор способствует слиянию нефтяных капель и имеет хороший эффект снижения влажности. Несмотря на хороший эффект деземульгации, в процессе практического применения все еще существуют некоторые проблемы, такие как большой расход, низкая адаптивность, высокая стоимость и возможное загрязнение, поэтому разработка новых деземульгаторов с высокой эффек- 7 из 24 345 346 347 348 349 350 351 352 353 354 355 356 357 358 359 360 361 362 363 364 365 366 367 368 369 370 371 372 373 374 375 376 377 378 379 380 381 382 383 384 385 386 387 388 389 390 391 392 393 394 395 396 397 398 399 400 401 402 403 404 405 406 407 408 409 410 411 412 413 414 тивностью снижения влажности, низкой токсичностью и отсутствием коррозии имеет важное значение. Множество исследований было проведено учеными по вопросу стабильности и деземульгации нефтяных эмульсий, но большинство из них сосредоточены на влиянии поверхностного натяжения и вязкости на интерфейс, в то время как исследований по сроку службы пленки, скорости редкения пленки и упругости интерфейса относительно меньше. Канг Ванли и другие ученые из Дацзинского нефтяного института провели исследование влияния деземульгатора на механизм действия на нефтеводный интерфейс путем изучения взаимосвязи между эффективностью снижения влажности эмульсии модельной нефти и поверхностным натяжением, вязкостью интерфейса, упругостью интерфейса, а также сроком службы и скоростью редкения пленки на микро- и макроуровнях. Они сделали следующие выводы [20]: (1) Существует соответствие между способностью одного и того же деземульгатора снижать поверхностное натяжение, вязкость и упругость нефтеводного интерфейса, и его эффективностью в деземульгации. Однако различные деземульгаторы не имеют соответствующей связи между степенью снижения поверхностного натяжения и вязкости нефтеводного интерфейса и их деземульгирующей эффективностью. (2) Эффективность деземульгатора тесно связана с упругостью нефтеводного интерфейса эмульсии. При воздействии деземульгатора упругость интерфейса снижается, что приводит к уменьшению стабильности эмульсии и улучшению деземульгирующего эффекта. Упругость интерфейса может служить важным параметром для оценки деземульгирующей эффективности. (3) Без деземульгатора, масляная пленка стабильна в течение некоторого времени, а затем мгновенно лопается. При наличии деземульгатора толщина масляной пленки постепенно уменьшается до лопанья. (4) Чем короче срок службы масляной пленки и чем быстрее ее редкение, тем лучше деземульгирующая эффективность для модельной эмульсии. (5) Механизм действия деземульгатора заключается в его адсорбции на интерфейсе, что приводит к снижению вязкоупругих свойств интерфейсной пленки, снижению прочности нефтеводного интерфейса, уменьшению срока службы интерфейсной пленки и утоньшению ее толщины. При достижении предельного значения толщины пленки она лопается, что приводит к деземульгации и отделению воды от нефти. Вместе с тем, исследования показывают, что оптимальное количество деземульгатора для деземульгации и дренирования достигается при концентрации, близкой к концентрации CMC (критической мицеллярной концентрации) [21]. Это связано с тем, что при низкой концентрации (меньше CMC) молекулы деземульгатора адсорбируются на интерфейсе масла и воды в виде мономеров, а количество адсорбированного деземульгатора пропорционально его концентрации. При этом поверхностное натяжение межфазной границы быстро снижается, и эффективность дренирования увеличивается. Когда концентрация деземульгатора приближается к CMC, адсорбция на интерфейсе становится более равновесной, и поверхностное натяжение больше не снижается, достигая максимального значения эффективности дренирования. При дальнейшем увеличении концентрации деземульгатора молекулы начинают сгущаться и образовывать мицеллы, что приводит к повышению поверхностного натяжения и уменьшению эффективности дренирования. Таким образом, для каждого конкретного типа нефти существует оптимальное количество деземульгатора, близкое или равное его CMC. Биологическая деземульгация Биологическое осушение нефти - это новый метод осушения нефти, основанный на воздействии микроорганизмов на нефтяную эмульсию. Его принцип заключается в следующем: некоторые микроорганизмы потребляют поверхностно-активные вещества в процессе своего роста и разрушают эмульсию, обладая биоизомеризирующим действием на эмульгаторы; одновременно некоторые микроорганизмы выделяют продукты обмена веществ с поверхностно-активными свойствами, которые являются хорошими деземульгаторами для нефтяной эмульсии. Биологические деземульгаторы являются экологически безопасными технологиями осушения нефти, они имеют ряд преимуществ, таких как низкое дозирование, быстрота осушения, высокая эффективность осушения, хорошее качество осушенной воды, низкая стоимость и безопасность для человека. Поэтому у них есть хорошие перспективы промышленного применения. Метод микробиологического осушения Метод микробиологического осушения, основанный на действии микроорганизмов, является перспективным для процесса осушения нефти. В этом методе используются определенные микроорганизмы, которые могут производить вещества, потребляющие поверхностно-активные вещества в эмульсии или суспензии, либо разрушающие стабильность такой эмульсии. Одно из преимуществ биологического метода состоит в том, что биологические разрушители эмульсии обладают специфичностью, их можно использовать повторно, они экологически безопасны, способны к самовоспроизводству, обладают низкой стоимостью и высокой эффективностью в процессе разрушения эмульсии. В последние годы проведено много исследований в области биологического разрушения эмульсии. Работы по разработке биологического метода осушения нефти ведутся за рубежом с 1980-х годов. Механизм действия биологического метода осушения нефти основан на способности определенных микроорганизмов производить определенные вещества в процессе метаболизма, которые потребляют поверхностно-активные вещества, составляющие интерфейсную пленку в эмульсии, или разрушают стабильность эмульсии. Варианты биологических разрушителей эмульсии могут быть классифицированы следующим образом. После добавления биологического разрушителя в нефть внутри нее образуется активное вещество, состоящее из биологических молекул, что приводит 8 из 24 415 416 417 418 419 420 421 422 423 424 425 426 427 428 429 430 431 432 433 434 435 436 437 438 439 440 441 442 443 444 445 446 447 448 449 450 451 452 453 454 455 456 457 458 459 460 461 462 463 464 465 466 467 468 469 470 471 472 473 474 475 476 477 478 479 480 481 482 483 484 к потере эмульсионных свойств и разрушению эмульсии. Этот тип разрушения называется обратным типом разрушения. Биологический разрушитель, сталкиваясь с поверхностью нефти, разрушает эмульсионную интерфейсную пленку, что приводит к разрушению эмульсии. Этот тип разрушения называется ударным типом разрушения. Некоторые высокоактивные биологические молекулы в составе биологического разрушителя могут формировать высокомолекулярные скопления в нефтяной эмульсии, что способствует растворению биологических молекул эмульгатора и разрушению его структуры, что приводит к разрыву нефть-вода интерфейсной пленки. Этот тип разрушения называется увеличением растворимости. По последним исследованиям, такие микроорганизмы, как стафилококки, бациллы и дрожжи, могут быть использованы для осушения нефти и обладают эффектом биологического разрушения эмульсии. В результате большого числа экспериментов Ян Чжишен и другие отобрали микроорганизмы с хорошим эффектом разрушения и продемонстрировали явный эффект на эмульсии с водой и нефтью [22]. С использованием действия микроорганизмов осуществляется процесс десалинизации и осушки нефти, разрушая структуру эмульсии и обеспечивая разделение нефти. Микроорганизмы потребляют поверхностно-активные вещества в процессе своего роста и размножения, что приводит к изменению структуры эмульгатора и снижению прочности масляно-водной интерфейсной пленки в эмульсии, достигая требуемых технических параметров по осушке нефти [23]. Биологический метод осушки нефти заключается в применении биологических разрушителей эмульсии для осуществления процесса осушки нефти. Основным агентом разрушения эмульсии в биологическом разрушителе является бактериальная клетка, а ключевым показателем активности разрушителя является его поверхностная активность. Размеры бактериальных клеток обычно составляют несколько микрометров, и на их поверхности содержатся активные группы, такие как -COO-, -NH2, -SH, -OH [24]. Благодаря наличию активности на поверхности клетки, она полностью увлажняется непрерывной фазой нефтяной эмульсии, но не полностью увлажняет дискретную фазу, поэтому бактериальная клетка занимает равновесное положение на границе непрерывной и дискретной фазы, проникая на более чем половину в дискретную фазу. В процессе разрушения эмульсии, если две единицы дискретной фазы (две капли эмульсии или одна капля эмульсии и одна дискретная фаза, разделенная на две фазы) контактируют, увлажняются и распространяются на поверхности клетки, то эти две единицы сливаются до достижения равновесия. Размеры клеток обычно значительно превышают размеры полимеров и других эмульгаторов, и их относительно высокая поверхностная активность позволяет быстро увлажнить и распространить капли, приводя к слиянию и сепарации двух капель. Кроме того, эллиптическая форма бактериальной клетки также способствует разрушению эмульсии. Биологический разрушитель является экологически безопасной новой технологией осушки нефти, которая может постепенно заменить химическую технологию осушки. Этот метод характеризуется низким расходом химических реагентов, быстрой осушкой, высокой степенью осушки и хорошим качеством очищенной воды, а также низкими эксплуатационными расходами. Биологический разрушитель не токсичен и безопасен для человека. 3.2 Повышение эффективности обезвоживания нефти В различных ситуациях можно использовать разные методы для повышения эффективности дегидратации нефти. Например, на морской нефтяной платформе может использоваться центробежная дегидратация и термическая дегидратация. С помощью эффективного центрифужного оборудования можно быстро отделить нефть от воды с использованием центробежной силы, что повышает эффективность дегидратации. В то же время, нагревая нефть, можно испарить воду, а затем с помощью пароотделителя отделить пар воды от нефти, что также способствует повышению эффективности дегидратации. В сухопутных нефтяных месторождениях или обработочных установках использование сепараторов может быть эффективным методом. Путем добавления определенных химических сепараторов, таких как поверхностно-активные вещества или полимеры, можно увеличить поверхностное натяжение между нефтью и водой, ускорить процесс сепарации и повысить эффективность дегидратации. Кроме того, для некоторых особых случаев, когда в сырой нефти присутствует большое количество взвешенных частиц или коллоидных веществ, может быть более подходящим использование мембранных методов сепарации. Путем применения методов микрофильтрации, ультрафильтрации или обратного осмоса можно эффективно отделить воду от сырой нефти и повысить эффективность дегидратации. Для достижения наилучшего эффекта дегидратации необходимо выбрать подходящий метод с учетом конкретных технологических требований, условий оборудования и характеристик сырой нефти. В практическом применении рекомендуется проконсультироваться с квалифицированными специалистами или процесс-инженерами для определения наиболее подходящего метода дегидратации и параметров эксплуатации. 3.2.1 Оптимизация процесса дегидратации В процессе дегидратации нефти основным методом является нагревание для разделения воды и нефти. Однако этот метод подвержен влиянию окружающей среды и может привести к возникновению потенциально опасных ситуаций. Для обеспечения безопасности и эффективности процесса дегидратации необходимо оптимизировать технологию обработки нефти с целью снижения температуры и обеспечения дегидратации при обычных условиях температуры [25]. В процессе оптимизации существующей технологии дегидратации нефти можно провести анализ с точки зрения этапов процесса, который можно разделить на следующие аспекты: (1) Оптимизация процесса предварительного отделения: Предварительное отделение проводится в процессе дегидратации нефти, и его основной целью является перекачка разделенной воды и 9 из 24 485 486 487 488 489 490 491 492 493 494 495 496 497 498 499 500 501 502 503 504 505 506 507 508 509 510 511 512 513 514 515 516 517 518 519 520 521 522 523 524 525 526 527 528 529 530 531 532 533 534 535 536 537 538 539 540 541 542 543 544 545 546 547 548 549 550 551 552 553 нефти. Эти два этапа работают независимо друг от друга и одновременно выполняют предварительную обработку для удаления избыточной влаги. (2) Исправление недостатков в оптимизации процесса: Трехфазный сепаратор является важным оборудованием в процессе дегидратации и выполняет функцию разделения газа, воды и нефти. В трехфазный сепаратор добавляется определенное количество дезэмульгатора, а затем, при оптимальной температуре, концентрации дезэмульгатора и времени оседания нефти, осуществляется разделение газа, воды и нефти, чтобы гарантировать дальнейшую транспортировку нефти в емкость и достижение цели экспорта нефти. (3) В процессе модификации дегидратационного процесса обычно выбирают метод электрической дегидратации или метод повторного нагрева и оседания, что позволяет снизить затраты и достичь значительных результатов. 3.2.2 Меры оптимизации процесса дегидратации нефти на морском месторождении Предварительная обработка сырой нефти： Перед тем, как приступить к дегидратации нефти с высоким содержанием воды, необходимо провести разумную предварительную обработку сырой нефти. Поскольку сырая нефть с высоким содержанием воды имеет свои особенности, которые могут оказывать влияние на процесс дегидратации, например, низкая температура сырой нефти или высокая степень эмульсии [26]. Чтобы достичь эффективного дегидратационного процесса для сырой нефти с высоким содержанием воды, необходимо анализировать степень сложности дегидратации и выбрать подходящий метод обработки для дальнейшей дегидратации сырой нефти с высоким содержанием воды. Кроме того, после добычи сырой нефти с высоким содержанием воды можно добавить подходящий демульгатор и провести нагрев, а при наличии возможностей также провести предварительную дегидратацию естественным осаждением. Выбор демульгатора: Научный и разумный выбор демульгатора для нефтяной дегидратации может повысить эффективность процесса [27]. В экспериментах было обнаружено, что эффект дегидратации проявляется обычно через полчаса. Поэтому при использовании демульгатора необходимо разработать соответствующий режим применения и научно определить дозировку добавления демульгатора. Оптимизация процесса дегидратации： Для обработки нефти с целью удаления воды крайне важно постоянно совершенствовать и оптимизировать процесс дегидратации в морских нефтяных месторождениях. Это можно сделать, обратив внимание на следующие аспекты: (1) Оптимизация процесса предварительного отделения. Предварительное отделение в процессе дегидратации нефти осуществляется перед глубокой дегидратацией. Поэтому соответствующее оборудование должно обеспечивать нагрев, оседание, отделение и транспортировку нефти, чтобы осуществить первичную дегидратацию нефти. (2) Оптимизация оборудования для дегидратации. Совершенствование оборудования является ключевым для обеспечения эффективного процесса дегидратации [28]. Трехфазный сепаратор, используемый в процессе дегидратации нефти, является важным оборудованием. Путем добавления в трехфазный сепаратор микроволнового излучения, высокочастотных импульсов и другого оборудования, а также учета параметров, таких как температура, концентрация и время оседания, можно добавить оптимальное количество биологического диспергатора для эффективного разделения воды и нефти в морских нефтяных месторождениях. С развитием общества и технологическим прогрессом технологии, используемые в добыче, обработке и транспортировке нефти на морских нефтяных месторождениях, существенно улучшились. Непрерывные исследования и инновации помогают выявлять проблемы в различных этапах процесса и искать пути их улучшения, способствуя развитию нефтяных месторождений. В процессе дегидратации нефти на морских нефтяных месторождениях существуют проблемы, такие как ограниченность методов обработки и высокое содержание воды в нефти. Чтобы решить эти проблемы, проводятся исследования и исследуются методы улучшения технологии дегидратации, направленные на безопасность, экологичность, энергоэффективность и инновации в методах дегидратации нефти. В данной статье представлены основные принципы методов дегидратации нефти, особое внимание уделяется нескольким процессам дегидратации нефти, усовершенствованию и оптимизации традиционных методов дегидратации и предложению эффективных мер для обеспечения эффективной обработки нефти и повышения эффективности обработки водонасыщенной нефти, чтобы обеспечить безопасность производства и экономическую эффективность на морских нефтяных месторождениях. 3.2.3 Исследования прогресса в области технологии дегидратации нефти С развитием и добычей нефтяных месторождений содержание воды в выкачиваемой жидкости становится все более высоким, особенно в месторождениях, подвергшихся водоинъекционной или третичной разработке. Удаление добычной воды становится все более сложной задачей. Если содержание воды в нефти превышает установленные нормы, это приводит к увеличению нагрузки и энергозатрат на последующие процессы хранения, транспортировки и переработки нефти. Кроме того, вода в нефти обычно содержит неорганические соли, которые способствуют образованию нагара и коррозии трубопроводов, емкостей и оборудования для обработки нефти и газа. Процесс дегидратации нефти в основном направлен на удаление свободной воды и эмульсионной воды из нефти. Перед транспортировкой нефти наружу необходимо провести процесс дегидратации, чтобы обеспечить содержание воды не более 0,5%. В начальный период разработки месторождений содержание воды обычно невысоко, но период "бесводной" добычи нефти обычно короткий, так как после появления воды в скважине содержание воды в нефти быстро возрастает. В последующем, в процессе разра- 10 из 24 554 555 556 557 558 559 560 561 562 563 564 565 566 567 568 569 570 571 572 573 574 575 576 577 578 579 580 581 582 583 584 585 586 587 588 589 590 591 592 593 594 595 596 597 598 599 600 601 602 603 604 605 606 607 608 609 610 611 612 613 614 615 616 617 618 619 620 621 622 ботки месторождений, вода становится постоянным спутником нефти, особенно в среднем и позднем периодах разработки месторождений. Технология термохимического осаждения для дегидратации: Для большинства нефтяных месторождений содержание воды в сырой нефти обычно не очень низкое, и невозможно достичь полной дегидратации сырой нефти с помощью конкретного метода. Часто необходимо сочетание нескольких методов дегидратации, чтобы создать процесс дегидратации, соответствующий конкретным характеристикам нефти из каждого месторождения. Термохимический осадочный процесс является одним из распространенных методов дегидратации сырой нефти, который включает нагревание, химическую демульгацию и гравитационное осаждение. Эффективность этого процесса зависит от температуры дегидратации, свойств демульгатора и времени осаждения. Для достижения лучшего эффекта дегидратации может потребоваться большое количество демульгатора[29], а температура дегидратации должна быть выше 90 ℃, требуется также длительное время осаждения, что приводит к высокому энергопотреблению данного процесса. Процесс электрохимической дегидратации: Электрохимический процесс дегидратации обычно начинается с предварительной дегидратации при добавлении определенного количества демульгатора. Затем смесь, содержащая низкую концентрацию воды, помещается в высоковольтное электрическое поле. Под воздействием высокого напряжения интерфейсная пленка водных капель ослабевает, что вызывает их взаимное столкновение. В результате происходят деформация и слияние капель, образуя более крупные водные капли, которые затем отделяются от нефти под действием гравитации. Однако электрохимический процесс потребляет большое количество электроэнергии, а внутреннее пространство электрохимического дегидратора ограничено. Обработка сырой нефти требует относительно длительного времени, и такие электрические устройства сопряжены с высокими рисками безопасности. [30,31]。 Гравитационно-пенофлотационный-грубоочистительный процесс дегидратации.： Процесс дегидратации с использованием гравитационно-пенофлотационного-грубоочистительного метода представляет собой трубчатую предварительную дегидратационную систему, включающую композитный дегидратационный резервуар, циклонное устройство и двухступенчатую конусообразную эксцентрическую трубу. В этой системе сочетаются принципы пенообразования, грубой очистки и гравитационного осаждения для разделения нефти и воды. Трубчатый процесс дегидратации предлагает комбинацию протекающих, вязких и плавающих фаз, объединяющих эксцентрическую трубу, циклонную грубую очистку и пенофлотацию, что позволяет создать компактное оборудование для дегидратации с высокой стабильностью качества дегидратации[32]. Этот процесс отличается простотой технологии, малым занимаемым пространством, низкими инвестициями и низкими затратами, что значительно снижает стоимость строительства оборудования для разделения нефти и воды и уменьшает эксплуатационные расходы дегидратационной операции. Химико-микроволновое-тепловое дегидратационное процесс： Химико-микроволново-тепловой дегидратационный процесс основан на методе химической дезэмульгации нефти и комбинирует химическую дезэмульгацию, микроволновое излучение и тепловое нагревание для вторичной дегидратации нефтяной эмульсии. Первичная дегидратация выполняется с помощью химической микроволновой дегидратации, а затем верхний слой эмульсии нагревается для вторичной дезэмульгации[33]. После проведения эксперимента на эмульсии с содержанием воды в 78%, первичная дегидратация с помощью химической микроволновой обработки снизила содержание воды в верхнем слое эмульсии до 18%. После вторичной дегидратации нагреванием содержание воды в нефти составило менее 0,5%, что соответствует требованиям для дальнейшей транспортировки. Этот метод дегидратации характеризуется низким использованием химических дезэмульгаторов, коротким временем осаждения и низкой стоимостью, и он получает все большее распространение в средних и крупных нефтяных месторождениях. 3.2.4 Высокоэффективный и компактный трехфазный сепаратор Для решения проблемы постоянного увеличения содержания воды в сырой нефти был разработан высокоэффективный и компактный трехфазный сепаратор [34]. Этот сепаратор включает в себя источник питания для электродегидратации сырой нефти с прямоугольными высокочастотными импульсами, малогабаритный горизонтальный резервуар. Источник питания для электродегидратации сырой нефти состоит из генератора высокочастотных импульсов и трансформатора высокочастотных импульсов. Высокочастотный генератор импульсов состоит из фильтрованного выпрямительного контура, приводного контура, основного преобразовательного контура, импульсного повышающего контура и контура широтно-импульсной модуляции. Частота импульсов на выходе может быть регулирована с помощью контура широтно-импульсной модуляции. Высокочастотный источник питания после выпрямления и фильтрации проходит через IGBT преобразователь, чтобы сформировать высокочастотные импульсы, а вспомогательные контуры обеспечивают управляющую и защитную функции. Широтно-импульсный приводной контур контролирует ширину и заполнение импульсов, выходящих из IGBT. Выходная мощность составляет 0-50 кВА, выходное напряжение 0-380 В, выходная частота 1000-20000 Гц (плавная регулировка), форма волны - прямоугольная. Трансформатор и выпрямитель состоят из двух параллельно соединенных диодов, и при заполнении трансформатора маслом выполняется вакуумирование для повышения изоляционной прочности. Выходная мощность высокочастотного импульсного трансформатора составляет 0-50 кВА, выходное напряжение 0-380 кВ (регулируемое), выходная частота 1000-20000 Гц (плавная регулировка), форма волны - прямоугольная [35]. 11 из 24 623 624 625 626 627 628 629 630 631 632 633 634 635 636 637 638 639 640 641 642 643 644 645 646 647 648 649 650 651 652 653 654 655 656 657 658 659 660 661 662 663 664 665 666 667 668 669 670 671 672 673 674 675 676 677 678 679 680 681 682 683 684 685 686 687 688 689 690 691 692 Эмульсия имеет критическую электрическую прочность пробоя, и когда эта прочность меньше внешнего электрического поля, эмульсия короткозамыкается, и тогда электрическое поле исчезает, а короткозамыкание также исчезает. Различные эмульсии имеют различную критическую электрическую прочность пробоя, время образования короткого замыкания и время исчезновения короткого замыкания. Входное напряжение высокочастотного электролизера является высокочастотным импульсом, и путем регулировки частоты и коэффициента заполнения высокочастотных импульсов время образования короткого замыкания больше, чем время вывода высокочастотных импульсов (ширина импульса), так что время исчезновения короткого замыкания меньше интервала между высокочастотными импульсами. Иными словами, до образования короткого замыкания эмульсии, высокочастотный импульс исчезает, и после восстановления изоляционных характеристик следующий импульс будет отправлен. Используя характеристики высокочастотного импульса, можно создать высокое электрическое поле на эмульсии и избежать образования короткого замыкания, тем самым решая проблему дегидратации выхлопных газов из нефтяных месторождений H. По сравнению с традиционными электроотделителями для сухопутных и морских нефтяных месторождений[36], высокочастотный электроотделитель для трехфазного разделения превосходит их по размеру, весу и электроотделительной эффективности. Он может удовлетворить требования по использованию топлива для парогенераторов теплового добычи и обладает следующими преимуществами: 1.Размеры и вес оборудования соответствуют требованиям по установке и подъему на платформе. 2.Имеет сильное воздействие на эмульсионную пленку между нефтью и водой, обеспечивая хороший эффект сепарации. 3.Используется импульсный электрический режим, и изоляционные свойства по отношению к нефти в широком диапазоне содержания воды лучше, чем постоянное или переменное электрическое поле, что позволяет применять его для дегидратации нефти с широким диапазоном содержания воды. 4.Эксперименты, проведенные с использованием устройства для электрической дегидратации на основе принципа прямоугольных переменных импульсов переменного тока, анализировали эффект электрической дегидратации нефти при различных уровнях содержания воды, температуре и кислотности. Результаты эксперимента показали, что устройство для электрической дегидратации обеспечивает содержание воды в нефти после дегидратации не более 5% при разных температурах, содержаниях воды и кислотности, что соответствует требованиям по содержанию воды в топливе для котлов, которое должно быть менее 5%. 5.Результаты статического эксперимента по высокочастотной электрической дегидратации показали, что температура и время оказывают значительное влияние на эффективность электрической дегидратации нефти. С увеличением времени и температуры эффект дегидратации постепенно улучшается, при этом влияние температуры на эффективность дегидратации нефти более заметно, и когда температура нефти превышает температуру перелома вязкости при 50°C, продолжительность дегидратации имеет резкое влияние на содержание воды в нефти, и после достижения определенного времени дегидратации увеличение времени не приводит к значительному снижению содержания воды. Кроме того, статический эксперимент показал, что наличие кислоты не способствует дегидратации нефти, но когда температура нефти поднимается выше точки перелома вязкости, содержание воды в нефти после дегидратации все же может быть снижено до уровня ниже 5%. 6.Динамический экспериментальный стенд для дегидратации соответствует процессу производства и эффективно моделирует процесс дегидратации. При этом можно эффективно контролировать температуру дегидратации. Из результатов эксперимента видно, что при температуре нефти ниже 50°C содержание воды в нефти после электрической дегидратации практически линейно снижается с повышением температуры. Однако, после нагрева температуры нефти до точки перелома вязкости, содержание воды снижается медленно. 7.При температуре нефти 70°C, применялся высокочастотный импульсный электрический дегидратор для дегидратации образца нефти, содержащего эмульгаторы, сроком 40 минут. Во время процесса дегидратации наблюдалось явление электрической дегидратации, была видна ясная граница разделения нефти и воды, и работа источника питания электрической дегидратации была стабильной и эффективной, параметры источника питания были стабильны, и не было проблем с прерыванием питания. Использовалась высокоэффективная и малогабаритная фаза H разделения, и измерение содержания воды в нижней части пробирки до и после дегидратации показало явное увеличение объема отделившейся воды, что свидетельствует о том, что разработанное в данной работе устройство для дегидратации способно эффективно решать проблему прерывания питания в процессе электрической дегидратации нефти, содержащей эмульгаторы, на морской платформе. 3.2.5 Исследование особенностей и механизма дегидратации нефтяных эмульсий под воздействием ультразвука и электрического поля. С уменьшением запасов сухопутной нефти, морская нефть стала важным источником сырья, и как сухопутная нефть, она также содержит определенное количество воды при добыче. Наличие воды в нефти представляет большую опасность для ее производства, переработки и транспортировки[38-39], поэтому отделение воды из нефти стало неотъемлемым этапом в производственном процессе [40]. На данный момент в области технологии дегазации нефти и масел различные исследователи из разных областей разработали множество методов и техник для разделения и разрушения эмульсий нефти. Среди них электродегазация широко применяется в процессе разрушения и дегазации эмульсий нефти благодаря своей высокой эффективности и экологической безопасности. Однако, по мере 12 из 24 693 694 695 696 697 698 699 700 701 702 703 704 705 706 707 708 709 710 711 712 713 714 715 716 717 718 719 720 721 722 723 724 725 726 727 728 729 730 731 732 733 734 735 736 737 738 того как китайские нефтяные месторождения постепенно переходят к высокопроцентной добыче воды, эмульсия в нефти становится все более распространенной, что может привести к возникновению слишком большого тока дегазации и частому коллапсу электрического поля, что затрудняет эффективное удаление эмульсий. Поэтому традиционные методы электрической дегазации не могут полностью удовлетворить требованиям по удалению эмульсий в настоящих условиях добычи нефти[41]，В связи с широким применением технологии третичного вскрытия нефтяных месторождений, уровень эмульсии и электропроводность нефти значительно увеличиваются, что может приводить к слишком большому току дегазации и частым коллапсам электрического поля в процессе электрической дегазации. В результате этого эмульсия не может быть полностью дегазирована, и традиционные методы электрической дегазации не могут эффективно соответствовать требованиям по глубокой дегазации в настоящих условиях эмульсий. [42]。С развитием технологий морской добычи нефти все более зрелыми, важно учесть компактность и эффективность оборудования для сепарации в процессе дегазации на морских платформах. Поэтому требуется внедрение технологии множественного сочетания физических полей для повышения адаптивности существующей электрической дегазации и повышения эффективности электрической дегазации нефти в новых условиях. В процессе электрической дегазации капли воды, подверженные поляризации электрического поля и электрическому заряду электродных пластин, имеют поляризационный заряд или заряд, а магнитное поле изменяет движение заряженных капель в эмульсии, что приводит к изменению эффективности дегазации эмульсии. Кроме того, исследования и практическое применение показали, что магнитное поле после взаимодействия с макромолекулярными цепями в нефти может снизить вязкость эмульсии и ускорить скорость оседания водных капель в нефти, увеличивая вероятность их столкновения и способствуя дегазации эмульсии. Время воздействия ультразвука, порядок воздействия ультразвука и электрического поля, а также интенсивность и частота ультразвука оказывают значительное влияние на эффективность дегазации [43]. Лучший результат дегазации достигается при совместном воздействии электрического поля и ультразвука в течение 5 и 10 минут. При низкой интенсивности ультразвука наблюдается эффект дезэмульгации, а при превышении критического значения интенсивности наблюдается эффект эмульгации. Скорость движения капель в волновом поле зависит от их диаметра, поскольку размеры капель различны, их скорость движения также различна. Капли разного размера движутся и сталкиваются друг с другом в волновом поле. Кроме того, скорость движения капель также зависит от вязкости эмульсии и плотности нефти и воды. При действии только электрического поля коэффициент дегазации прямо пропорционален температуре. При одновременном воздействии электрического поля и ультразвука вязкость нефти и коэффициент дегазации сначала повышаются, а затем снижаются с ростом температуры. Поле, созданное совместным воздействием звука и электричества, более подходит для обработки эмульсии начальной содержащей воду в диапазоне 15%-25%. В эксперименте, описанном в [44], были проведены испытания совместного воздействия электрического поля и магнитного поля. Результаты показали, что коэффициент дегазации эмульсии при совместном воздействии переменного прямоугольного электрического поля и магнитного поля выше, чем при воздействии только электрического поля. При низком содержании влаги можно увеличить эффективность дегазации эмульсии путем продления времени воздействия совместного поля. При совместном воздействии постоянного электрического поля и магнитного поля направление движения капли зависит от направления электрического и магнитного полей. Когда направление силы Лоренца, действующей на заряженную каплю, совпадает с направлением ее падения, это может ускорить скорость оседания капли и повысить эффективность дегазации. Анализ механизма электроосушения нефти при совместном воздействии электрического поля и магнитного поля: 739 740 741 742 743 3.3 Модель силового воздействия на каплю в совместном поле Из рисунка 3.3 [45] видно, что под действием совместного поля сила, действующая на каплю воды, имеет вид （1） 13 из 24 744 745 746 747 748 749 750 751 752 753 754 755 756 757 758 759 760 761 762 763 764 765 766 767 768 769 770 771 772 773 774 775 776 777 778 779 780 781 782 783 784 785 786 787 788 789 790 791 792 793 794 795 796 797 798 （2） В формуле: Ff, Fh – сила сопротивления масла и вибровосстановления, испытываемые каплей воды в горизонтальном направлении. Для стабильной эмульсии предполагается, что капли воды внутри находятся в основном в виде взвеси, а плотность везде одинакова, в это время такие силы, как сила тяжести и плавучесть, действующие на капли воды в вертикальном направлении, уравновешиваются. Поэтому, когда капли воды подвергаются вертикальному движению под действием силы Лоренца в вертикальном направлении, гравитация и плавучесть, которые они получают, могут компенсировать друг друга, и формула (2) может быть упрощена как: （3） Кинетическое уравнение капли воды в процессе вибрации: （4） В формуле: ∆x – амплитуда колебаний капли воды, K – коэффициент упругости капли воды, ξ – коэффициент демпфирования капли воды, F0 – внешняя сила, действующая на каплю воды. Так как перемещение капли в вертикальном и горизонтальном направлениях зависит от увеличения электрической и магнитной индукций, когда электрическая и магнитная индукции невелики, вертикальное перемещение капли мало. Умеренное увеличение электрической и магнитной индукций может повысить вероятность сборки капель в эмульсии и тем самым улучшить эффективность дегидратации эмульсии. Однако при слишком больших электрической и магнитной индукциях вертикальное перемещение капель может быть слишком велико, что затрудняет осаждение капель и снижает эффективность дегидратации эмульсии. При совместном воздействии полей вероятность столкновения капель повышается, и при высокой начальной влажности эмульсии капли сливаются более интенсивно, что приводит к образованию крупных капель. При высокой электрической индукции капли легко подвергаются электрическому диспергированию, что приводит к небольшому снижению скорости дегидратации эмульсии в начальном этапе дегидратации под воздействием совместных полей по сравнению с одним электрическим полем[46]. В конечном этапе, когда влажность эмульсии низкая, совместное поле может повысить эффективность слияния капель и тем самым повысить скорость дегидратации. Поэтому при низкой влажности целесообразно увеличить время воздействия совместного поля, что может в некоторой степени повысить эффективность дегидратации. 3.2.6 Улучшенный химический состав деэмульгаторов В последние годы благодаря улучшению качества демульгаторов и улучшению технологических процессов потребность в демульгаторах значительно снизилась. Этот тренд продолжается. Усовершенствование процесса демульгации сосредоточено преимущественно на следующих аспектах: синтез новых демульгаторов; исследование сочетания лабораторных и полевых испытаний демульгаторов; а также лучшее проектирование оборудования для обработки на земле, чтобы обеспечить более благоприятные условия для следующих процессов: нестабильность химических демульгаторов, принудительная агрегация, осаждение и эффективное разделение фаз в трубопроводах и оборудовании обработки. С ростом требований к эффективности отводнения и обезвоживания нефти в большинстве случаев традиционные демульгаторы уже не могут удовлетворить требования, что приводит к необходимости разработки новых химических препаратов. В [47] изложено описание нового типа полиуретанового демульгатора, а также подробно описаны его преимущества. Он может более полно проникать в нефтеводный интерфейс, улучшать демульгацию и коагуляцию, повышать качество сточных вод и обладать частичным эффектом коррозионного защитного слоя. Комбинирование этих новых демульгаторов с традиционными демульгаторами может улучшить эффективность демульгации. Полиуретановый демульгатор такого типа получается путем поликонденсации эпоксиэтана, эпоксипропана, эфиров аминосодержащих жирных кислот и дикарбоновых кислот. Он представляет собой линейный трикомпонентный сополимер с идеальной химической структурой. Атом азота легко подвергается катионизации. Превращение полиуретана в кватернизированный полиуретан методом алкилирования не представляет проблем. 14 из 24 799 800 801 802 803 804 805 806 807 808 809 810 811 812 813 814 815 816 817 818 819 820 821 822 823 824 825 826 827 828 829 830 831 832 833 834 Эта трехкомпонентная система существенно расширяет возможности изменений. Путем изменения мольного соотношения этих трех компонентов и замены одного или нескольких компонентов можно легко регулировать молекулярную массу, форму полимера и баланс гидрофильности и гидрофобности. Например, добавление многофункциональных эпоксиэтанов и эпоксипропанов приводит к образованию мультифункционального полиуретана. Гидрофильные и гидрофобные свойства определяются соотношением эпоксиэтана и эпоксипропана, длиной алифатической цепи в жирных аминах и типом карбоновых кислот. 3.2.7 Повышение эффективности обезвоживания гидроциклона с использованием электрического поля постоянного тока Устройство гидроциклонного отделения с дегидратацией является новым оборудованием для отделения влаги из нефти, использующим центробежную силу, создаваемую высокоскоростным вращением потока. По сравнению с отстаивающими и электрическими отделителями, устройство гидроциклонного отделения с дегидратацией имеет преимущества в малых габаритах, низком весе, высокой эффективности дегидратации и широком диапазоне регулирования потока. Зарубежные нефтяные месторождения уже успешно применяют его для дегидратации нефти на месторождениях. Прямое электрическое отделение использует схему агрегирования капель в прямом электрическом поле для повышения эффективности дегидратации нефти. Он обладает преимуществами высокой эффективности дегидратации, большой производительности и хорошей дегидратационной эффективности. Как технология дегидратации нефти, являющаяся достаточно зрелой, она широко применяется в нефтяной промышленности[48]. Гидроциклонная технология и технология прямого электрического отделения обладают собственными преимуществами в процессе дегидратации нефти. В настоящее время эти две технологии используются только отдельно. В данной статье представлено сочетание этих двух технологий в устройстве прямого электрического гидроциклона, что позволяет эффективно повысить производительность нефтедегидратационного оборудования. Гидроциклон осушительного типа Принцип работы： Устройство гидроциклонного отделения с дегидратацией, как показано на рисунке 3.4[49], имеет следующую структуру. Эмульсия нефти поступает в гидроциклон через радиальный вход в верхней части устройства и образует высокоскоростной вращающийся поток. После входа жидкости в конусную секцию в нижней части устройства, благодаря постепенному уменьшению радиуса конусной секции, скорость потока жидкости постепенно увеличивается. Под действием центробежной силы, более плотные капли воды перемещаются к стенке цилиндра гидроциклона, а менее плотная нефть перемещается к центру гидроциклона, что приводит к сепарации нефти и воды. Сепарация нефти и воды в гидроциклоне осуществляется преимущественно в конусной секции. Выделяющаяся вода выбирается через нижний выходной отвод, а дегидратированная нефть выходит через верхний переливной отвод. 835 836 837 838 839 840 841 842 843 844 845 846 847 848 849 3.4 Принципиальная схема гидроциклона Основными факторами, влияющими на эффективность обезвоживания гидроциклонов, являются: Плотность нефти и воды низкая. Чем больше разница в плотности, тем лучше эффект обезвоживания. Размер капли воды. Чем больше размер частиц капель воды, тем выше эффективность разделения нефти и воды. температура. Повышение температуры эмульсии сырой нефти способствует разделению нефти и воды. Химикаты. Добавление подходящего деэмульгатора к плавающей жидкости сырой нефти может значительно повысить эффективность обезвоживания. Осушитель постоянного тока Постоянный токовый дегидратор[50] повышает эффективность разделения нефти и воды путем ускорения слияния водных капель при применении постоянного электрического поля. В постоянном 15 из 24 850 851 852 853 854 855 856 857 858 859 860 861 862 863 864 865 866 867 868 869 870 871 872 873 874 875 876 877 878 879 880 электрическом поле водные капли могут сливаться двумя способами: электрофоретическое слияние и дипольное слияние. Поверхность водных капель в нефти имеет одинаковый электрический заряд. В постоянном электрическом поле все водные капли движутся в одном направлении к электроду с противоположным зарядом. Водные капли сталкиваются друг с другом, сливаются в большие капли и оседают. Малые капли продолжают двигаться к этому электроду, сталкиваясь и сливаясь вблизи электрода с более высокой плотностью капель. В постоянном электрическом поле водные капли образуют диполь. Концы водной капли притягиваются к положительному и отрицательному электродам, что приводит к их удлинению и деформации, а механическая прочность поверхностной пленки уменьшается. В то же время, под действием внешнего электрического поля, водные капли выстраиваются в "водяные цепочки" вдоль линий электрической силы. Соседние водные капли с противоположными диполями притягиваются друг к другу, сталкиваются и сливаются. Повышение эффективности обезвоживания гидроциклона с использованием электрического поля постоянного тока. Постоянный токовый дегидратор использует постоянное электрическое поле для ускорения столкновений и слияния водных капель. Слившиеся в большие капли капли отделяются от нефти под действием гравитационной силы. Однако, поскольку гравитационное ускорение является постоянным значением, это ограничивает эффективность разделения нефти и воды. Гидроциклонный дегидратор использует высокоскоростное вращение, создаваемое высокоскоростным вращающимся потоком, чтобы ускорить скорость отделения водных капель от нефти. Если в то же время, когда применяется постоянное электрическое поле для дегидратации, также обеспечивается высокоскоростное вращение жидкости, используя центробежную силу для увеличения скорости разделения нефти и воды, то эффективность дегидратора значительно повысится[51]. Устройство и принцип работы гидроциклона постоянного тока Структура прямого тока гидроциклонного дегидратора показана на рисунке 3.5. Структура разделителя похожа на структуру гидроциклонного дегидратора. Вдоль оси вращения гидроциклона установлена электродная штанга (анод), которая закреплена на стальной опоре в верхней части гидроциклона. Между опорой и электродом выполнена изоляция. Провод проходит через герметичное соединение и подключается к положительному электроду. Боковая поверхность гидроциклона заземлена. 881 882 883 884 885 886 887 888 889 890 891 892 893 894 895 896 897 898 899 3.5 Принципиальная схема строения гидроциклона постоянного тока Нефтяная эмульсия входит в гидроциклон через тангенциальный вход, где образуется вихревое поле между электродной штангой и боковой поверхностью гидроциклона. После включения электрода в гидроциклоне устанавливается постоянное электрическое поле между электродной штангой и боковой поверхностью. В результате воздействия постоянного электрического поля вода выполняет электрофорезисное и дипольное сращивание. В то же время, высокоскоростное вращение жидкости создает центробежную силу, направленную к боковой поверхности гидроциклона. Это одновременно увеличивает вероятность столкновения водяных капель и ускоряет перемещение образовавшихся крупных водяных капель к боковой поверхности под действием центробежной силы[52], что способствует более быстрой сепарации нефти и воды. Перемещение капель в сторону боковой поверхности, удаленной от положительного электрода, уменьшает вероятность короткого замыкания в системе. Таким образом, под действием совместного воздействия вихревого поля и постоянного электрического поля нефть и вода быстро разделяются. В конусной части скорость вращения жидкости увеличивается, что приводит к усилению центробежной силы, и небольшие капли, не разделенные в вихревом пространстве, отделяются. После прохождения в параллельный хвостовик части малые капли нефти удаляются из непрерывной фазы воды. Преимущества гидроциклонов постоянного тока: Малый размер, легкий вес, простота установки и низкая стоимость. 16 из 24 900 901 902 903 904 905 906 907 908 909 910 911 912 913 914 915 916 917 918 919 920 921 922 923 924 925 926 927 928 929 930 931 932 933 934 935 936 937 938 939 940 941 942 943 944 945 946 947 948 949 950 951 952 953 954 955 956 957 958 959 960 961 962 963 964 965 966 967 968 969 Высокая эффективность дегидратации. Применение прямого тока и гидроциклона в составе прямого тока позволяет достичь более высокой эффективности сепарации нефти и воды по сравнению с применением только прямого тока или только гидроциклона. Хороший эффект дегидратации. В конусной части прямого тока с гидроциклоном несепарированные мелкие водяные капли удаляются благодаря сильной центробежной силе, создаваемой высокоскоростным вращением. В параллельной части отделяются небольшие легкие нефтяные капли из непрерывной водной фазы. Таким образом, качество дегидратированной нефти улучшается, а содержание нефти в стоке после дегидратации снижается. Большой диапазон регулирования расхода. Расход прямого тока с гидроциклоном может быть регулирован путем регулирования давления на донном отверстии. Эффективность дегидратации может быть контролируема путем регулирования давления на донном отверстии, обратного давления на переливном отверстии и напряжения между электродами. Безопасность и надежность. Напряжение между электродами в прямом токе с гидроциклоном низкое, что повышает безопасность оборудования. Дегидратация нефти является ключевым этапом в процессе добычи нефти. Высокая эффективность и хороший результат дегидратации могут существенно повысить качество нефти и снизить затраты на ее производство. При строительстве и модернизации нефтяных месторождений использование прямого тока с гидроциклоном позволяет сократить время строительства, занимаемое оборудованием, и снизить затраты на строительство. Прямой ток с гидроциклоном обладает высокой эффективностью и хорошими результатами дегидратации. При этом его стоимость производства ниже, чем у прямого тока с электродами. Благодаря своим компактным размерам и низкому весу, он занимает меньше места и обеспечивает удобную и быструю установку, что сокращает сроки строительства. После модернизации прямой ток с гидроциклоном также может выполнять функцию пескоуловителя. В связи с этим, прямой ток с гидроциклоном имеет широкие перспективы в качестве нового оборудования для дегидратации нефти на нефтяных месторождениях. 3.2.8 Анализ процесса обезвоживания сырой нефти и анализ стратегии продвижения Основной принцип технологии дегидратации нефти заключается в использовании механического оборудования для отделения влаги из нефти. Вода в нефти присутствует в основном в виде свободной воды или эмульсии. Основной процесс технологии дегидратации нефти - это процесс термической обработки в печи. Термический процесс обработки в печи сильно зависит от окружающей среды и сопряжен с определенными проблемами, также существует опасность для безопасности. Этот процесс также потребляет большое количество энергии, и после длительного использования в печи часто образуется накипь. Основной принцип процесса обезвоживания Чтобы понять технологию дегидратации нефти, необходимо понять, в какой структуре присутствует вода в нефти. В настоящее время вода в нефти присутствует в основном в двух формах: свободная вода и эмульсионная вода [54]. Количество свободной воды и эмульсионной воды в нефти зависит в основном от окружающей среды и времени ее образования. Свободная вода в нефти существует как независимая составляющая, преимущественно в форме молекул воды. Основным методом дегидратации свободной воды в нефти является осаждение. Эмульсионная вода в нефти может быть представлена двумя формами: эмульсия типа масло в воде или эмульсия типа вода в масле. Количество эмульсионной воды в нефти зависит от объема нефти, а основным методом дегидратации эмульсионной воды в нефти является техника разрушения эмульсий, направленная на снижение содержания эмульсионной воды в нефти. Основным методом дегидратации свободной воды в нефти является метод осаждения, основанный на различии в плотности между водой и нефтью. В этом методе нефть, содержащая свободную воду, помещается в емкость, и после длительного стояния нефть постепенно всплывает над поверхностью емкости, а свободная вода оседает под нефтью, достигая разделения нефти и воды. В настоящее время мы сталкиваемся с проблемой низкой эффективности дегидратации нефти. Для улучшения скорости разделения нефти и воды в процессе осаждения добавляют определенные химические реагенты, в основном демульгаторы. При этом совместно используется высоковольтное электрическое поле, при котором под воздействием электрической силы и силы тяжести маленькие капли воды быстро сливаются в большие капли, ускоряя процесс разделения нефти и воды и достигая дегидратации нефти. Основной технический анализ процесса обезвоживания сырой нефти В зависимости от содержания воды и ее типа в нефти выбираются различные технологии дегидратации. Основной принцип технологии дегидратации нефти заключается в контроле содержания воды, чтобы обеспечить полное сгорание нефти при предоставлении энергии и лучше обслуживать различные отрасли, полностью раскрывая важность нефти. Далее мы рассмотрим несколько часто используемых технологий дегидратации нефти для более полного понимания процесса дегидратации нефти. Технический анализ термохимического обезвоживания нефти:： Смешивание водного раствора поверхностно-активного вещества с добытой нефтью, а затем нагревание этой смеси, позволяет осуществить дезэмульгацию нефтемульсии. При химическом воздействии дезэмульгатора в смеси нефти и воды, дезэмульгированная нефтемульсия разделяется на нефть и эмульгированную воду в нефтяной трубе[55]. Выбор дезэмульгатора должен основываться на конкретных условиях на месте, предпочтение следует отдавать дезэмульгатору с хорошим соотношением цены и качества, способному повысить эффективность дезэмульгации нефти. После дезэмульгации нефти и эмульгированной воды в трубопроводе, нефтяно-водный смесь должна пройти 17 из 24 970 971 972 973 974 975 976 977 978 979 980 981 982 983 984 985 986 987 988 989 990 991 992 993 994 995 996 997 998 999 1000 1001 1002 1003 1004 1005 1006 1007 1008 1009 1010 1011 1012 1013 1014 1015 1016 1017 1018 1019 1020 1021 1022 1023 1024 1025 1026 1027 1028 1029 1030 1031 1032 1033 1034 1035 1036 1037 химико-тепловую обработку в трубопроводе. Выбор научно обоснованной технологии дегидратации эмульгированной воды позволяет провести вторичную обработку нефти после дезэмульгации. Далее, дезэмульгированная смесь нефти должна медленно поступать в резервуар для отстоя, где происходит отделение нефти от воды и механических примесей путем гравитационного осаждения, в результате получается высококачественная нефть, удовлетворяющая потребностям потребителей, обеспечивая дегидратацию нефти. Технический анализ электрохимического обезвоживания нефти： После нескольких этапов обработки, свободная вода в нефти уже была отделена через процесс осаждения, а эмульгированная вода была разрушена с помощью химических веществ. После этих этапов мы должны выполнить последний шаг - дегидратацию нефти с помощью электродегидратора. С использованием свойств водопроводности воды и создания высокого напряжения, электрическое поле разделяет оставшуюся свободную воду и эмульгированную воду в нефти, обеспечивая соответствие оставшейся нефти стандартам качества. Конкретный анализ усовершенствования процесса обезвоживания сырой нефти Использование химикатов： Применение химических реагентов в процессе дегидратации нефти может повысить эффективность отделения воды. Однако выбор типа и количества химических реагентов должен основываться на конкретных условиях. В зависимости от структуры состава нефти различаются различные типы химических реагентов для использования. Выбор химических реагентов должен основываться на содержании воды в нефти и составе элементов. Особенно важным является выбор разрушителей эмульсий в процессе дегидратации нефти. Научно обоснованный выбор разрушителей эмульсий может повысить эффективность дегидратации нефти и снизить затраты на процесс дегидратации. [56]。 Оптимизировать технологию процесса обезвоживания сырой нефти： Инновация и оптимизация традиционных технологий дегидратации нефти также могут повысить эффективность процесса. Традиционные технологии дегидратации нефти основаны на различиях в форме и разделении между нефтью, водой и газом. Для разделения свободной воды и эмульсионной воды в нефти используются различия в их плотности и форме с целью снижения содержания воды в нефти и соответствия стандартам использования нефтепродуктов. В настоящее время одним из часто используемых методов оптимизации является инновация транспортировки нефти путем модернизации традиционных трубопроводов и установки новых обработочных трубопроводов с возможностью электрического нагрева. Это обеспечивает контроль температуры и активности нефтепродуктов внутри трубопровода, а также эффективно решает проблему замедленного потока нефти внутри трубопровода. Таким образом, применение технологии тепловой химической дегидратации внутри трубопровода позволяет повысить эффективность процесса дегидратации нефти и соответствовать требованиям использования нефтепродуктов. Дегидратация с использованием автоматизированного оборудования для дегидратации： Технология дегидратации нефти относительно сложна и включает в себя множество аспектов. Если возникнут проблемы в одной из стадий, это может оказать значительное влияние на общую эффективность процесса дегидратации нефти и качество конечного нефтепродукта. Чтобы решить эти проблемы, необходимо инновационно и улучшать технологический процесс дегидратации нефти, автоматизировать контроль над всем процессом дегидратации, постоянно отслеживать и контролировать работу нефти и системы, собирать данные от сенсоров для анализа и настройки работы системы, чтобы обеспечить оптимальное состояние процесса дегидратации нефти. Технология обезвоживания мутной нефти Технология кондиционирования и обезвоживания： Состав нефтесодержащего шлама обычно включает нефть, воду и некоторые твердые взвешенные частицы. Количество твердых частиц обычно небольшое и они прикрепляются к поверхности воды и нефти, не образуя больших скоплений. Поэтому для разделения воды, нефти и твердых взвешенных частиц в нефти, необходимо разделить эти три фазы друг от друга[57]. Для этого мы обычно используем технику тонкого настроения и дегидратации, которая основана на нарушении молекулярного равновесия между этими тремя компонентами и их последующим разделением. Технология тонкого настроения и дегидратации является одной из эффективных методов дегидратации на сегодняшний день[58]. Методы экстракции растворителем： Технология экстракции растворителем по сравнению с традиционными методами обработки является более экологически безопасным способом дегидратации. Она позволяет в большей степени использовать существующее оборудование на нефтеперерабатывающих заводах для улучшения процесса и максимального использования растворителей, обеспечивая циркуляцию растворителей и повышение эффективности обработки без значительного изменения существующего оборудования. Однако недостатком является высокая стоимость применения технологии экстракции растворителем. Технология биологической очистки: Принцип биологической обработки заключается в использовании микробиологической ферментации для обработки нефти с высоким содержанием грязи[60]. Некоторые элементы в нефти с грязью могут служить пищей для микроорганизмов, и после обмена веществ в процессе метаболизма микроорганизмов происходит преобразование химических компонентов, которые схожи с экстрагентами. Это позволяет эффективно разделять воду, нефть и грязь в нефти с грязью, достигая разделения и обработки[61] [62]. Технология ультразвуковой дегидратации： 18 из 24 1038 1039 1040 1041 1042 1043 1044 1045 1046 1047 1048 1049 1050 1051 1052 1053 1054 1055 1056 1057 1058 1059 1060 1061 1062 1063 1064 1065 1066 1067 1068 1069 1070 1071 1072 1073 1074 1075 1076 1077 1078 1079 1080 1081 1082 1083 1084 1085 1086 1087 1088 1089 1090 1091 1092 1093 1094 1095 1096 1097 1098 1099 1100 1101 1102 1103 1104 1105 1106 1107 Нефть с грязью подается в насос для грязи, а затем производится разделение нефти, воды и твердых примесей с помощью метода вращающегося отделения. Чтобы улучшить эффект разделения, можно применить ультразвук, основной принцип которого заключается в совершенствовании дегидратационных свойств грязи с нефтью[63] [64]. Ультразвуковое воздействие на нефтяные отложения может снизить содержание воды в нефтяных загрязнениях до менее 85% за короткое время[65]. Технология обезвоживания жареным вытеснением： Принцип технологии термической замены дегидратации заключается в нагреве сырой нефти до определенной температуры, а затем помещении в нее нефти, содержащей грязь. Поскольку температура кипения воды ниже, чем у нефти, вода в сырой нефти будет испаряться в больших количествах. Испаренная вода будет образовывать определенные промежутки вокруг грязи, а вода из нефти будет проникать через эти промежутки благодаря разнице концентраций. Вода в сырой нефти обладает хорошей теплопроводностью, поэтому ее испарение происходит достаточно быстро. За счет промежутков грязи внешний нагретый нефтяной поток проникает внутрь сырой нефти, осуществляя замену между нефтью и водой, что позволяет снизить содержание воды в нефти[66]. После проведения исследований и анализа технологий дегидратации нефти мы приходим к выводу, что в первую очередь необходимо очищать производственные нефтесодержащие сточные воды, чтобы они соответствовали стандартам для повторного использования в процессе закачки воды в нефтяные скважины. Только благодаря постоянному инновационному развитию и оптимизации технологий дегидратации нефти мы сможем удовлетворить современные требования к нефтяному производству, гарантировать соответствие конечного содержания воды в нефти национальным стандартам, обеспечивать соответствие нефтепродуктов требованиям и способствовать устойчивому развитию нефтяных месторождений. 3.2.9 Исследование технологии обезвоживания электрического дегидратора с двойным электрическим полем С использованием статического эксперимента был проведен анализ влияния температуры, силы электрического поля и комбинированного времени нахождения в различных электрических полях на эффективность дегидратации нефти в процессе двойной электрической дегидратации. На основе результатов статического эксперимента [67] было определено размещение электродов для разных электрических полей и оптимизированы рабочие условия. Был разработан и изготовлен двойной электрический дегидратор, и статические результаты были подтверждены на динамической испытательной установке. Результаты эксперимента показали, что при напряжении 4 500 В, температуре 90 ℃ и времени нахождения в двух электрических полях по 15 минут каждое, этот дегидратор обеспечивает содержание воды в нефти после дегидратации на уровне 0,44% для 70% водосодержащей эмульсии и 0,38% для 80% водосодержащей эмульсии. Таким образом, процесс одноступенчатой дегидратации позволяет удовлетворить требования транспортировки с содержанием воды в нефти менее 0,5%, и результаты дегидратации являются очень эффективными. В последние годы статическая электрическая коагуляция показала хорошие результаты при обработке высоковлажной добычи, позволяя снизить содержание воды в нефти до менее 10%, однако это все еще не удовлетворяет требованиям содержания воды для транспортировки нефти. В 传统 ных электрических дегидраторах металлические электроды обеспечивают высокую эффективность дегидратации, но не способны справиться с высоковлажным сырьем, в то время как комбинированные электроды позволяют эффективно решать проблемы, связанные с высоковлажной добычей [68-70]. Поэтому планируется разработка нового и эффективного интегрированного оборудования для электрической дегидратации с разумной структурой электродов, чтобы с использованием преимуществ каждого электрического поля добиться эффективного разделения нефти и воды. Цель эксперимента заключается в уменьшении количества ступеней оборудования, упрощении процесса и повышении эффективности разделения нефти и воды, особенно на ограниченном пространстве морских платформ, что имеет хорошие перспективы применения. Статические и динамические эксперименты выполнены в [71] (1) Результаты статических испытаний показали, что при воздействии двух электрических полей эффективность дегидратации нефти повышается с увеличением температуры и напряжения. При этом время действия металлического электрода сначала увеличивает, а затем уменьшает эффективность дегидратации. При равных временах действия двух электродов в 15 минут результаты являются наилучшими. (2) Результаты динамических испытаний показали, что эффективность дегидратации и напряжение имеют аналогичную зависимость для различных концентраций эмульсии с разной влажностью, как и в статических испытаниях. При оптимизированных условиях дегидратации, эмульсии с содержанием влаги 70% и 80% (по массе) демонстрируют содержание воды менее 0,5% после одной стадии дегидратации, что соответствует требованиям по влажности для транспортировки нефти. (3) В эксперименте с использованием дегидратора с комбинированным электрическим полем не было наблюдено проблем электрического пробоя между электродами[72]. Установка работает стабильно и может применяться при высоком и даже сверхвысоком содержании воды. 3.3 Факторы влияния и меры по улучшению качества обезвоживания сырой нефти Нефть, как основной энергетический ресурс в промышленности, имеет тесную связь с развитием национальной экономики. В процессе постоянного усовершенствования технологий добычи нефти, система поисков нефти стала более зрелой. Однако контроль качества дегидратации нефти по-прежнему ограничен различными факторами, такими как температура, демульгаторы и т. д. Если не контролировать качество дегидратации нефти, это может снизить качество разработки нефтяных месторождений и не удовлетворить требования нефтяной промышленности к ее работе и высокока- 19 из 24 1108 1109 1110 1111 1112 1113 1114 1115 1116 1117 1118 1119 1120 1121 1122 1123 1124 1125 1126 1127 1128 1129 1130 1131 1132 1133 1134 1135 1136 1137 1138 1139 1140 1141 1142 1143 1144 1145 1146 1147 1148 1149 1150 1151 1152 1153 1154 1155 1156 1157 1158 1159 1160 1161 1162 1163 1164 1165 1166 1167 1168 1169 1170 1171 1172 1173 1174 1175 1176 1177 чественному развитию. Поэтому в контроле качества дегидратации нефти отделы по добыче ресурсов на нефтеперерабатывающих заводах должны анализировать и обобщать проблемы, связанные с дегидратацией, понимать факторы, влияющие на дегидратацию нефти, разрабатывать детализированные планы дегидратации, чтобы повысить добычу нефти в условиях непрерывного развития отрасли [73]. 3.3.1Факторы, влияющие на качество обезвоживания сырой нефти Влияние температуры При дегидратации нефти, если температура оборудования относительно высокая, эмульсия в нефти будет разрушаться, что в конечном итоге приведет к дегидратации нефти. Исследования показывают, что при дегидратации нефти при температуре 55 °C содержание воды в нефти существенно снижается, что означает, что дегидратация нефти происходит более эффективно. Однако, если температура превышает 55 °C, дегидратация нефти становится менее эффективной, и при этом требуется больше энергии. Поэтому в контроле качества дегидратации нефти следует поддерживать температуру на уровне 55 °C. Влияние температуры на качество дегидратации нефти проявляется в следующих аспектах: во-первых, при повышении температуры эмульсия в нефти постепенно уменьшается, что в конечном итоге приводит к увеличению плотности между нефтью и водой и отделению воды; во-вторых, при повышении температуры увеличивается скорость движения молекул нефти, что в определенной степени нарушает эмульсию в нефти и влияет на скорость движения молекул нефти, что способствует разрушению эмульсии и повышению общего качества разделения нефти и воды; в-третьих, при повышении температуры поверхностное натяжение между нефтью и водой снижается, что приводит к объединению мелких капель в большие капли и, в конечном итоге, к разделению с водой [74]. Влияние качества сырой нефти В процессе использования оборудования, после 24-часового осаждения в операционном резервуаре сырье подается в сжимающий резервуар, чтобы удалить воду и нежелательные масляные фракции, а затем проводится тепловая дегидратация в сжимающем резервуаре. После того как вода соответствует требуемым стандартам, масляные фракции из сжимающего резервуара смешиваются с сырьем в операционном резервуаре и повторно перегоняются. Однако, в настоящее время из-за большого количества песка и присадок, используемых при добыче нефти на поле Даган, качество сырой нефти ухудшается. Влияние значения pH После анализа влияния значения pH на процесс сушки сырой нефти, можно сделать вывод, что pH оказывает влияние на сушку и стабильность эмульсии. Если поверхностная пленка эмульсии содержит большое количество кислотных или щелочных солей, необходимо немедленно регулировать значение pH сырой нефти. При кислых условиях сырой нефти, эмульсия будет иметь структуру "масло вокруг воды", а при щелочных условиях - "вода вокруг масла". Поэтому при контроле качества сушки сырой нефти персоналу следует тщательно анализировать факторы, связанные с pH, разрабатывать стандартные схемы контроля качества сушки сырой нефти, постепенно повышать эффективность использования технологии сушки и предоставлять руководство для стабильной работы и устойчивого развития нефтяной промышленности, чтобы удовлетворить потребности отрасли в устойчивой работе и постепенном развитии [75]. Влияние добываемой жидкости и грязной нефти Анализ факторов, влияющих на добычу и отсутствие нефти, показывает, что под влиянием собственных факторов нефти она может содержать значительное количество механических примесей, которые могут оказывать влияние на эффективность сушки сырой нефти. В процессе сушки сырой нефти необходимо транспортировать ее в резервуар для хранения, а затем проводить процесс сушки. В ходе этого процесса в резервуаре для хранения осуществляется осаждение нефти, и механические примеси занимают значительное пространство, что влияет на эффективность сушки. Поэтому для контроля качества сушки нефти необходимо своевременно анализировать влияние добычи и загрязнения нефти, усилить комплексный контроль добычи и загрязнения нефти, чтобы достичь целей производства нефти и контроля ее качества [76]. 3.3.2Меры по оптимизации качества обезвоживания сырой нефти Разумное использование деэмульгаторов С учетом особенностей процесса сушки нефти и разделения нефти и воды, персонал, занимающийся добычей нефти, должен определить контрольные факторы качества сушки нефти и разумно использовать демульгаторы для стабилизации процесса сушки нефти. Обычно при использовании демульгаторов в процессе сушки нефти следует учитывать следующее: во-первых, снизить содержание нефти в выходной воде из оборудования для удаления свободной воды, улучшить стабильность эмульсии для нефти типа Q/W; на практике для более эффективной обработки и решения ключевых проблем необходимо анализировать типы демульгаторов и контролировать время и дозировку их введения; во-вторых, после обработки в течение 30 минут необходимо проанализировать концентрацию многодисперсных нефтей и связанные данные для повышения эффективности обработки и настройки оборудования для разделения нефти и воды на нефтяной станции. Через улучшение схемы использования демульгаторов можно повысить эффективность удаления свободной воды в добытой жидкости и улучшить качество сушки нефти[77]. Процесс разделения рафинированной нефти и воды Для контроля качества сушки нефти можно использовать методы, такие как частое изменение электрических полей в электрическом сушильном аппарате и контроль объема слива в осадочном баке с помощью технологии разделения нефти и воды. Сначала, совместное использование оборудования для удаления свободной воды и электрического сушильного аппарата позволяет улучшить со- 20 из 24 1178 1179 1180 1181 1182 1183 1184 1185 1186 1187 1188 1189 гласованность параметров системы и повысить эффективность использования параметров проектирования. Во-вторых, в процессе контроля качества сушки нефти необходимо анализировать экономическую эффективность и, максимально регулируя условия температуры и рабочей нагрузки, обеспечить оптимальные условия работы, учитывая вопросы энергии и износа оборудования, чтобы улучшить эффективность обработки разделения нефти и воды и повысить качество добытой нефти. Наконец, в смеси нефти и воды основное влияние на осаждение воды оказывает гравитационная сила, сила, которую несут нефть и вода. Плотность нефти меньше, поэтому она испытывает меньшую гравитационную силу. При увеличении плотности воды увеличивается разница в гравитационных силах, которую несут нефть и вода, и капля воды постепенно оседает в нефтяном слое, что в конечном итоге приводит к разделению нефти и воды. Обычно при условии, что сумма всех сил, действующих на каплю воды, равна нулю, скорость равномерного оседания капли воды можно рассчитать с помощью формулы, представленной в уравнении. 1190 1191 1192 1193 1194 1195 1196 1197 1198 1199 1200 1201 1202 1203 1204 1205 1206 1207 1208 1209 1210 1211 1212 1213 В уравнении, где v - равномерная скорость оседания капли воды в смеси нефти и воды (м/с), dw - диаметр капли воды (м), mQ - динамическая вязкость нефти в смеси (Па·с), g - ускорение свободного падения (м/с²), rw - плотность воды (кг/м³), ro - плотность нефти (кг/м³). В реальности, для капель воды с постоянным диаметром, из-за их упругости фактическая скорость оседания будет ниже, чем значение, полученное из расчета по формуле. Однако для капель воды после дезэмульгатора, после оседания они будут сталкиваться и слипаться друг с другом [78]. Очистка обезвоживающего оборудования В процессе длительной эксплуатации установки по сушке нефти может накапливаться определенное количество нефтяной грязи. При значительном накоплении осадка она может оказывать определенное влияние на качество сушки нефти. Поэтому для технического персонала, ответственного за обслуживание оборудования, необходимо регулярно очищать установку по сушке в рамках практического контроля качества сушки нефти. Путем определения схемы обработки осадка и анализа использования установки по сушке можно повысить качество сушки нефти и продлить срок ее эксплуатации. Обычно рекомендуется производить очистку установки по сушке раз в год, чтобы постепенно повышать качество сушки нефти и удовлетворять требованиям устойчивого развития отрасли[79]. В целом, в процессе контроля качества сушки нефти персонал, ответственный за сушку нефти, должен анализировать факторы, влияющие на качество сушки, и с помощью контроля температуры, pH-значения и других факторов разрабатывать регламентированную схему контроля качества сушки нефти для постепенного повышения эффективности использования технологии сушки. Также важно оптимизировать использование дезэмульгаторов и анализировать процессы удаления примесей и сепарации нефти и воды для повышения эффективности контроля качества сушки нефти и обеспечения устойчивого развития отрасли[80]. 1214 21 из 24 1215 1216 1217 1218 1219 1220 1221 1222 1223 1224 1225 1226 1227 1228 1229 1230 1231 1232 1233 1234 1235 1236 1237 1238 1239 1240 1241 1242 1243 1244 1245 1246 1247 1248 1249 1250 1251 1252 1253 1254 1255 1256 1257 1258 1259 1260 1261 1262 1263 1264 1265 1266 1267 1268 1269 1270 1271 1272 1273 1274 4. Заключение В данной статье был сделан обзор методов сушки нефти, а также представлены различные сценарии и методы для повышения эффективности сушки нефти. Исследования показали, что отдельные методы сушки нефти обычно имеют низкую скорость сушки и не дают желаемых результатов. Поэтому процесс сушки нефти обычно требует применения процессуальных и масштабных технологий, а также совместного использования различных методов сушки для создания линии процесса сушки. В практическом применении существует множество методов для повышения эффективности сушки нефти в зависимости от сценариев и особенностей исходной нефти. Один из важных направлений исследования - разработка эффективных и компактных сепараторов. Оптимизация дизайна и характеристик сепаратора позволяет улучшить эффективность центробежной сушки и эффект разделения, что ведет к более эффективной сушке нефти. Кроме того, комбинирование ультразвука и электрического поля является другим интересным направлением исследований. Применение ультразвука может изменить микроструктуру нефтяной эмульсии, что способствует более легкому отделению воды от нефти. В то же время, действие электрического поля может улучшить эффект разделения и повысить эффективность сушки. Таким образом, оптимизация комбинированного использования ультразвука и электрического поля может еще больше улучшить эффективность сушки нефти, особенно при обработке нефти с высоким уровнем эмульсии. Кроме того, улучшение химического состава демульгаторов может помочь более эффективно разделять нефть и воду. Использование демульгаторов может разрушить структуру эмульсии в нефти, обеспечивая быстрое выделение воды и ее отделение от эмульсии. Путем оптимизации выбора и дозировки демульгаторов можно повысить эффективность сушки и улучшить качество нефти. В процессе сушки нефти использование постоянного электрического поля для повышения эффективности гидроциклонного сепаратора является перспективным направлением исследований. Гидроциклон является широко используемым устройством для сепарации и может разделять нефть и воду с помощью центробежной силы. Однако при обработке нефти, содержащей мелкие капли воды, эффективность сушки может быть низкой. Путем применения постоянного электрического поля можно направить движение капель воды вдоль направления электрического поля, что ускорит их отделение и повысит эффективность сушки. Помимо улучшения методов, оптимизация и совершенствование процесса сушки нефти также являются ключевыми стратегиями. Путем комплексного рассмотрения процессных параметров, выбора оборудования и условий эксплуатации можно оптимизировать процесс сушки нефти. Например, регулировка температуры нагрева и времени удержания позволит эффективнее испарять и отделить воду. Оптимизация структуры и операционных параметров сепаратора, таких как скорость потока, скорость вращения и размер сепаратора, может повысить эффективность центробежной сушки и эффект разделения. Кроме того, использование передовых технологий мониторинга и управления также является важным средством оптимизации процесса сушки нефти. Путем непрерывного мониторинга эффективности разделения нефти и воды в режиме реального времени можно своевременно корректировать операционные параметры для достижения оптимального эффекта сушки. Применение систем автоматического управления позволяет повысить стабильность и согласованность процесса, снизить необходимость вручную вмешиваться, тем самым повысив эффективность и результативность сушки. Кроме того, исследователи также занимаются разработкой новых методов и технологий сушки нефти для дальнейшего повышения ее эффективности. Например, методы сушки на основе нанотехнологий привлекают все больше внимания. Наноматериалы обладают большей удельной поверхностью и высокой адсорбционной способностью, что позволяет удалять микроскопические молекулы воды из нефти. Кроме того, разработка новых сушильных агентов, катализаторов и мембранных материалов также предоставляет новые возможности для сушки нефти. В целом, путем совместного использования различных методов сушки, улучшения процессов и оборудования, оптимизации операционных параметров и применения передовых технологий мониторинга и управления можно повысить эффективность и результативность сушки нефти. Будущие исследования и практика должны сосредоточиться на общей оптимизации процессов и применении инновационных технологий для удовлетворения потребностей в сушке нефти в различных ситуациях и предоставления более эффективных и устойчивых решений для сушки нефти в энергетической отрасли. 22 из 24 1275 1276 1277 1278 1279 1280 1281 1282 1283 1284 1285 1286 1287 1288 1289 1290 1291 1292 1293 1294 1295 1296 1297 1298 1299 1300 1301 1302 1303 1304 1305 1306 1307 1308 1309 1310 1311 1312 1313 1314 1315 1316 1317 1318 1319 1320 1321 1322 1323 1324 1325 1326 1327 1328 1329 1330 1331 1332 1333 1334 1335 1336 1337 1338 1339 1340 1341 1342 1343 1344 5. Список литературы 1. Chen Fengxiang, Bai Fengyou, Wang Yu, He Yingming, Wang Liuhua, Qu Hongyan, Yang Yu-song. и. Acta Sedimentum Sinica, 2021. 2. Malozyomov, B.V.; Martyushev, N.V.; Kukartsev, V.V.; Tynchenko, V.S.; Bukhtoyarov, V.V.; Wu, X.; Tyncheko, Y.A.; Kukartsev, V.A. Overview of Methods for Enhanced Oil Recovery from Conventional and Unconventional Reservoirs. Energies 2023, 16, 4907. https://doi.org/10.3390/en16134907 2. Xiao Zuqi. Analysis and Calculation of Settling and Separation of Water Droplets in Crude Oil Dehydration. Jiangsu Oilfield Design Office. 2007. 3. Chen Siqi, Zhang Jiaxing, Li Xinyang, Zhou Gang.Краткое изложение методов обезвоживания сырой нефти. университет 4. Song Jing. Research progress of crude oil dehydration technology. Chemical technology and development. 2019. 5. Wu Cunxian, Wang Zhenbo, Jin Youhai. Experimental Research on Separation of Heavy Oil by Cyclone Sedimentation [J]. Chemical Equipment Technology, 2009. 6. Liu Fushan, Cui Lei, Zhang Hong. Application of centrifuge in Penglai 19-3 Oilfield [J]. Journal of Petroleum and Natural Gas (Journal of Jianghan Petroleum Institute), 2010 7. Fordedal H, Schilderg Y, Sjoblom J et al. Colloids and Sur A: Physicochemical and Engin As-pects. 1996. 8. Liu Huiling. Oilfield Surface Engineering.1992 9. Zhao Shanlin, Hu Tongliang. Research on Dehydration of Crude Oil by Microwave Radiation. Modern Chemical Industry. 2003. 10. Hu Tongliang, Li Ping, Zhang Qikai, Liu Zhenzhi, Ye Wei, Zhao Shanlin. Research on Dehydration of Crude Oil by Microwave Radiation. Liaoning Petrochemical University. 2003. 11. Yang Xiaogang. Research on microwave radiation crude oil demulsification technology. Tianjin University. 2006. 12. Luo Ming, Shu Qiugui, Yao Yong, Jiao Jianfang. Difficulties and countermeasures in the development of horizontal well cementing in the Penglai Town Formation in western Sichuan. Drilling and Production Technology, 2014. 13. Zhang Jian. Mechanism of Crude Oil Emulsion Demulsification Affected by High Voltage Pulsed DC Electric Field[J]. Oil and Gas Field Surface Engineering, 2004. 14.Wang Gang, Kang Shizhu, Shen Yong, Wang Aofei, Li Liangzu, Tan Jingxuan. Improving the Cementing Quality Technology of Gas Wells in the Chaidong Gas Field[J]. Drilling Fluid and Completion Fluid, 2010. 14. Liu Hongliang. Research and Application of Extended Reach Well Cementing Technology in Chenghai District 1. China Petroleum Engineering Society, 2011. 16. Lin Jie, Lan Mei. Research progress of ultrasonic crude oil demulsification[J]. Gansu Petroleum and Chemical Industry, 2007. 17. Zhang Hong, Li Shaoping, Han Rong. Experimental study on magnetic treatment of crude oil dehydration. North China Oilfield Design Institute. 2000. 18. Zhang Jian, Xiang Wentao, Han Ming, Li Min, Jiang Wei. Chemical breaking of emulsified crude oil[J]. Oilfield Chemistry, 2005 19. Wu Di, Wang Ruiquan, Meng Xiangchun, Zhao Fengling, Sun Fuxiang, Liang Huicheng, Pei Yanling, Cong Li. Development of oil-water separation chemical agent for polymer flooding production fluid and oily sewage[J]. Fine Chemical Industry, 2002. 20. Liu Lixin. Analysis of Crude Oil Dehydration. Chemical Technology. 2009. 21. Li Guozhen, Xiao Hua, Dong Shouping. Oil-water separation technology and its progress. Oil and Gas Field Surface Engineering. 2001 22. Yang Zhisheng, Sun Yu, Liang Baochen. Preparation and performance research of bio-dominant bacteria demulsifier. Chemical Industry and Engineering, 2004. 23. Tao Qinghua. Oilfield crude oil dehydration technology. Yunnan Chemical Industry. 2018. 24. Ayixiamu Yakefu. Optimization measures for crude oil dehydration treatment process. Xinjiang Oilfield Company Heavy Oil Development Company Gathering and Transportation Joint Station. 2020. 25. Liu Hongwei, Gao Xiujun, Guo Limei, Chen Lihong. New Crude Oil Dehydration Method. Oil and Gas Field Surface Engineering. 2007 26. Li Yang. Influencing factors and optimization measures of crude oil dehydration. China Petroleum and Chemical Standards and Quality. 2018 27. Dong Xing. Process Optimization of Produced Water Treatment in Offshore Oilfields. Chengdu. Southwest Petroleum University. 2017 28. Shang Haoming. Contradictory analysis and optimization countermeasures of crude oil dehydration process. China Science and Technology Expo. 2014 29. Wang Zhongqin. Optimization Research on Heavy Oil Dehydration System. China Petroleum and Chemical Standards and Quality, 2017 30. Liu Hongwei. New crude oil dehydration method. Oil and gas field surface engineering, 2005 31. Lu Hongyuan. Research on dehydration process of crude oil by high-frequency electric coalescence. Petroleum Engineering Construction, 2018. 32. Wang Ze. Research and application of a new technology for crude oil dehydration. Chemical Management, 2005 33. Yang Xiaogang. Research on microwave radiation crude oil demulsification technology. Tianjin: Tianjin University, 2006. 34. Zhao Qing. Research and Application of Efficient Miniaturized H-phase Separator. 2016. 23 из 24 1345 1346 1347 1348 1349 1350 1351 1352 1353 1354 1355 1356 1357 1358 1359 1360 1361 1362 1363 1364 1365 1366 1367 1368 1369 1370 1371 1372 1373 1374 1375 1376 1377 1378 1379 1380 1381 1382 1383 1384 1385 1386 1387 1388 1389 1390 1391 1392 1393 1394 1395 1396 1397 1398 1399 1400 1401 1402 1403 1404 1405 1406 1407 1408 1409 1410 1411 1412 1413 1414 35. Huang Xin. Research on rectangular wave AC power supply for dehydration of crude oil. China University of Petroleum.2007. 36. Sun Peijing, Yin Xianqing, Xiao Qingyan. Crude oil production fluid dehydration technology development machine. Applied Chemicals, 2013 37. Liu Shilei. Three-phase separator design and flow field research. Jilin University, 2012. 38. Ayixiamu Yakefu. Optimization measures for crude oil dehydration treatment process[J]. Petrochemical Technology, 2020 39. Zong Xiaojun, Liu Yuanhui, Ju Yuejun. Optimization and improvement of crude oil dehydration process in oilfield gathering and transportation[J]. Chemical Management, 2020 40. Jae-Chan Lee, Ki-Young Lee. Emulsification Using Environmental Compatible Emulsifiers and De-emulsification Using DC Field and Immobilized Nocardia Amarae. Biotechnology Letters, 2000 41. Li Jia. Discussion on regional optimization countermeasures of oilfield gathering and transportation system[J]. Petroleum Engineering Construction, 2021 42. Liu Songyin. Cause analysis and improvement measures of unstable operation of electric dehydrator[J]. Chemical Management, 2020 43. Bo Jiaxin. Research on the Dehydration Characteristics and Mechanism of Crude Oil Emulsion Under the Combined Action of Ultrasonic and Electric Field. Harbin University of Science and Technology. 2020. 44. Qi Fei. Research on Dehydration Characteristics and Mechanism of Crude Oil Emulsion Under the Combined Action of Electric Field and Magnetic Field. Harbin University of Science and Technology. 2021 45. Zhang Jian, Dong Shouping, Gan Qinrong, et al. Dynamics model of emulsion droplets under the action of high-frequency pulsed electric field[J]. Acta Chemical Society, 2007 46. Gan Qinrong, Zhang Jianjie, Dong Shouping, et al. Research on droplet movement behavior in emulsion under high frequency pulsed electric field [J]. Oil and Gas Field Surface Engineering, 2006 47. Yang Shude. Chemical combination of improved demulsifier-a new method for crude oil dehydration. 1992. 48. Xu Jin. Using DC electric field to improve the dehydration efficiency of hydrocyclone. Mechanics and Electronics. 2009. 49. Li Taiping, Zhou Peng, Hu Zhenyu. Different structural types and applications of oilfield hydrocyclones. Petroleum Industry Technical Supervision. 2007 50. DENNIS K.MANNING and GARY W.SAMS. New Electrostatic Technology Improves Water Separation from Emulsions [C]. Proceedings of The Seventy Fourth GPA Annual Convention, 1995. 51. Xie Xin, Chen Ling, Huang Lingbo, Ouyang Ping, Ren Boping, Zhang Xianming. Research Progress of Hydrocyclone Separator in the Field of Oil-Water Separation. Journal of Chongqing Technology and Business University. 2023 52. Zhang Dan, Chen Ye. Effect of cone angle on flow field and separation performance of solid-liquid hydrocyclone. Fluid Machinery, 2009 53. Liu Hongyan, Wang Ya, Han Tianlong, et al. Influence of overflow pipe structure of hydrocyclone on separation of fine particles. Chinese Journal of Chemical Engineering, 2017 54. Yao Zelong. Discussion on Technical Measures of Crude Oil Dehydration Treatment. Yunnan Chemical Industry, 2018 55. Yuan Qitian. Analysis of aging oil treatment process in gathering and transportation system. Neijiang Science and Technology, 2013 56. Zhou Bing. Energy-saving potential analysis of low-temperature pre-dehydration process in combined station. Petroleum and Petrochemical Energy Conservation, 2015 57. Yu Hong, Nong Jinqi. Research on sludge conditioning and dehydration reduction technology and land improvement and resource utilization. Water Supply Technology. 2023 58. Cui Jing, Zhang Yun, Miao Fenghai, et al. Research progress on sludge treatment, disposal and recycling technology. Shandong Chemical Industry, 2022 59. Qin Mingyou. Rapid Solvent Extraction-Molecular Sieve Dehydration Purification-Gas Chromatography Method for Determination of Soil Organochlorine Pesticides. 2015 60. Tang Jian, Zhang Huan, Cao Jing, Zheng Chaoran, Meng Tianzhu, Chen Lihua. Development and Prospect of Dehydration Technology. 2020. 61. Tan X, Chen Y, Xue Q, et al. Conditioning of Resuspension Excess Sludge with Chemical Oxidation Technology: The Respective Performance of Filtration and Expression Stage in Compress-sion Dewatering. Separation and Purification Technology, 2019 62. Mo R, Huang S, Dai W, et al. A Rapid Fenton Treatment Technique for Sewage Sludge Dewatering. Chemical Engineering Journal, 2015 63. Wang Kangnan, Lu Yang, Ren Li. Experimental Research on Parameter Optimization of Ultrasonic-assisted Dehydration of Crude Oil. 2022. 64. Yu Huijuan, Liu Haili, Liu Dongjie, et al. Research on Ultrasonic Enhanced Demulsification Technology of Oilfield Produced Fluid. Oil and Gas Field Surface Engineering, 2021 65. Feng Xiaogang, Huang Dayong, Ye Junhua, et al. Application of high-frequency pulsed crude oil dehydration technology in shale oil treatment. Oil and Gas Field Surface Engineering, 2021 66. Zhang Ke, Zhu Jianhua, Zhou Yong, Wu Bencheng. Characteristics of Waste Oil Replacement and Dehydration of Oily Sludge. 2013 67. Jia Penglin, Lou Shisong, Chu Xili. Crude oil desalting and dehydration technology. Beijing: China Petrochemical Press, 2010 68. Huang Zhenghua. Research on Relative Permittivity of Oil-Water Mixed Medium[J]. Oil and Gas Field Surface Engineering, 20 00 24 из 24 1415 1416 1417 1418 1419 1420 1421 1422 1423 1424 1425 1426 1427 1428 1429 1430 1431 1432 1433 1434 1435 1436 1437 1438 69. P J Bailes, S K L Larkai. An experimental investigation into the use of high voltage dc fields for liquid phase separation[J]. Trans. IChemE, 1981 70. S E Taylor. Theory and practice of electrically enhanced phase separation of water-in-oil emulsions[J]. Trans. IChemE,1996 71. Mo Liyuan, Peng Song, Cui Xin'an, Yang Lina. Research on dehydration technology of double electric field electric dehydrator. 2014 72. Zhang Liming, He Limin, Zhang Jing, et al. Influence of Electrode Structure and Insulation Layer on Electrostatic Coalescer. Oil and Gas Field Surface Engineering, 2010. 73. Wang Yunpeng. Influencing factors and improvement measures of crude oil dehydration quality. 2021. 74. Sheng Hao. Analysis of Influencing Factors and Improvement Measures for Oil-Water Separation Effect of Crude Oil Station. China Chemical Trade, 2019 75. Han Xinming, Jiang Wei, Liu Mingyi. Influencing Factors and Control Measures of Petroleum Machinery Processing Quality. China New Technology and New Products, 2019 76. Chen Yaqi. Effects of chemical agents on demulsification and dehydration of crude oil in Shengli Oilfield and screening analysis of demulsifiers. China Petroleum and Chemical Standards and Quality, 2020 77. Yu Haifeng. Main Factors Affecting Cementing Quality and Improvement Measures. Chemical Design Communication, 2019 78. Liu Tao, Li Yuan. Main Influencing Factors and Improvement Measures of Environmental Testing Quality. Ecological Environment and Protection, 2019 79. Chen Guo, Liu Yongzhi. Influencing Factors and Control Measures of Pipeline Construction Quality in Refining and Chemical Units [J]. China Petroleum and Chemical Standards and Quality, 2019 80. Yao Zelong. Discussion on Technical Measures of Crude Oil Dehydration Treatment. Yunnan Chemical Industry, 2018
