Очистка газа от сероводорода

В нефтепромысловом газе наряду с углеводородами иногда встречается сероводород – соединение весьма не прочное, и по­этому количественное его содержание в газе может быть определено более точно на месте отбора пробы газа.

Сероводород горюч, его теплотворная способность при нормаль­ных условиях равна 23135 кДж/м². Он хорошо растворяется в воде. Растворимость H₂S в воде при р_абс = 1 aт следующая:

Сероводород является вредной примесью. Он сам по себе и про­дукт его сгорания сернистый ангидрид (SO₂) вызывают отравление людей, животных и растений. Содержание H₂S в воздухе от 0,05 до 1,0 %, или от 0,76 до 1,52 г/м³, является "опасным. Сернистые соединения (сероуглерод CS₂ и др.) также являются вредными Сероводород и сернистые соединения не только ядовиты (токсичны), но и вызывают коррозию стальных труб, резервуаров, компрессоров, фитингов и другого промыслового оборудования. Особенно сильно проявляется их действие, если нефтепромысловый газ имеет повышенную температуру и содержит углекислоту и пары воды. Поэтому газ, используемый как топливо в промышленных топках, не должен содержать сероводорода выше установленного предела, определяемого в каждом отдельном случае условиями производства. Если нефтепромысловый газ используется на производстве, основанном на каталитических реакциях (синтез аммиака и др.), то он вовсе не должен содержать сероводорода. Кроме того, присутствие H,S в газе ускоряет гидратообразование.

В промысловых усло­виях требуется весьма тщательная очистка газа, направляемого: а) в компрессоры, подающие его в пласт для поддержания пласто­вого давления с целью вытеснения нефти из пласта; б) в компрессоры газлифтного цикла; в) в компрессоры системы дальнего транспорта.

Нефтепромысловый газ, содержащий сероводород, под­лежит очистке от него в пределах установленных норм. Для исполь­зования газа в бытовых топках содержание сероводорода в нем не должно превышать 0,02 г/м³ при нормальных условиях.

Для очистки газа от сероводорода обычно применяют два технологических процесса: а) адсорбцию твердым веществом; б) абсорб­цию жидкостью. В адсорбционных процессах удаление сероводорода из газа происходит в результате концентрации его на поверхности твердого материала. Обычно промышленными адсорбентами служат зернистые материалы, обладающие в результате специальной обра­ботки большой удельной поверхностью, отнесенной к единице веса. В абсорбционных процессах происходит массообмен, т. е. переход сероводорода из газообразной в жидкую фазу. Массообмен осу­ществляется через поверхность раздела обеих фаз. Абсорбированный сероводород физически растворяется в жидкости. Удаление его из жидкости, т. е. десорбция (или отпарка), представляет собой обращенный процесс, когда поглощенный сероводород выделяется из жидкой фазы. Адсорбционные процессы извлечения сероводорода относят к сухим процессам, а абсорбционные в противоположность им – к мокрым или жидкостным. Адсорбентами в сухих процессах служат окись железа и активи­рованный уголь. При очистке газа от сероводорода активированным углем сера, отлагающаяся на нем, извлекается экстрагирова­нием, соответствующим растворителем – сернистым аммонием, а уголь снова используется в процессе до наличия в нем чрезмерно высокого содержания мелких фракций, появляющихся в резуль­тате истирания.

Существенным преимуществом процесса очистки газа активи­рованным углем является возможность получения весьма чистой элементарной серы сравнительно простым методом. Важнейшим его недостатком является сравнительно быстрое дезактивирование угля вследствие загрязнения его механическими примесями и нефтью. Поэтому перед поступле­нием в адсорбер газ необходимо полностью очистить от этих ком­понентов. Этот процесс не нашел широкого промышленного приме­нения.

Наиболее распространен метод извлечения сероводорода из газа гидратом окиси железа (Fe₂O₃H₂O). Гидрат окиси железа в очистной массе должен находиться в актив­ных альфа- или гамма-модифика­циях. Первая содержится в болот­ной руде, а вторая входит в состав так называемого красного шлама – отхода производства глинозема из бокситов.

Извлечение сероводорода из газа гидратом окиси железа осу­ществляют при сравнительно вы­соком содержании H₂S в газе, доходящем до 23 г/м³ при нор­мальных условиях. В резуль­тате извлечения содержание серо­водорода в газе снижается при­мерно до 0,02 г/см³.

Количество очистной массы (м³/1000 м³/ч при нормальных усло­виях) определяют по формуле

,

где s – содержание сероводорода в газе в, % об.; f – содер­жание активной Fе₂О₃ в свежей массе, %; q – плотность свежей рабочей массы, мг/м³.

Почти на всех работающих установках очистка газа гидратом окиси железа производится при давлении газа, близком к атмосфер­ному. Однако в случае необходимости процесс можно вести и при любом избыточном давлении.

В промышленности адсорбционные процессы используются для окончательной очистки газов от сероводорода после предварительной очистки более дешевыми абсорбционными процессами. Очистка газа абсорбционными процессами может быть осуществлена разно­образными способами. Однако наиболее эффективными из них являются этаноламиновые процессы. Они в значительной степени вытеснили такие процессы очистки газа, как очистка окисью железа. Эффективность их заключается в низкой стоимости, высокой реак­ционной способности, стабильности, а также легкости регенерации загрязненных растворов. Однако при эксплуатации этаноламиновых установок может встретиться ряд трудностей, в результате чего осложняется процесс и увеличиваются эксплуатационные расходы и капиталовложения. Основными факторами, удорожающими про­цесс, являются коррозия аппаратуры и потеря амина. Сами аминовые растворы не действуют на сталь, но выделяющаяся в десорбенте смесь сероводорода и паров воды разрушает обычные стали.

К эксплуатационным трудностям, ограничивающим иногда производительность установок очистки, относятся вспенивание и за­бивка аппаратуры. Предупреждение вспенивания во многих случаях может быть достигнуто добавлением к раствору противопенных добавок (чистые силиконы или высококипящие спирты; олеиновый спирт или октилфенокси-этанол) или извлечением из него пенообразующих веществ, например тонкодисперсных осадков.

Известно применение трех аминов: моноэтаноламин NH₂CH₂CH₂OH₃, диэтаноламин NH(CH₂CH₂OH)₂ и триэтаноламин N(CH₂CH₂OH)₃. Наибольший интерес для промышленного при­менения представляют моноэтаноламин и диэтаноламин. Триэтаноламин был вытеснен преимущественно из-за низкой поглоти­тельной способности, низкой реакционной способности и неудовле­творительной стабильности.

Наибольшей поглотительной способностью по отношению к H₂S обладает раствор моноэтаноламина. Но моноэтаноламину присущи два важных недостатка: относительно высокое давление паров и способность в условиях работы установок очистки газа вступать в необратимую реакцию с сероокисью углерода. Первый их этих недостатков устраняется простой водной промывкой для поглощения паров амина, а второй – в большинстве случаев не относится к нефтепромысловым газам.

Основные реакции, протекающие при абсорбции H₂S и СО₂ раствором моноэтаноламином, можно представить уравнениями

,

,

,

,

.

Как следует из уравнений, процесс не сводится к чисто физиче­ской абсорбции, а ведет к образованию химических соединений.

Концентрация раствора моноэтаноламина может изменяться в широких пределах. Обычно ее выбирают на основании опыта работы и по соображениям противодействия коррозии, не руководствуясь стремлением снизить первоначальную стоимость раствора до мини­мума. Обычно концентрация раствора лежит в пределах 15 – 20%, но иногда применяют растворы более разбавленные – до 10% и более концентрированные – до 30%. Концентрация аминов ослаб­ляет коррозию стальной аппаратуры.

Принципиальная технологическая схема установки по очистке газов от сероводорода растворами этаноламинов представлена на рис.3.53

Поглощение из газов H₂S и СО₂ этаноламинами производится в абсорбере 2 тарельчатого или насадочного типа, для чего газ пода­ется через приемные сепараторы в нижнюю его часть. Поднимаясь вверх, газ вступает в контакт с водным раствором этаноламина, ко­торый поступает на верх абсорбера и стекает сверху вниз.

Для улавливания паров этаноламинов на верхние 2 – 3 тарелки подают холодный конденсат. Очищенный газ из абсорбера проходит скруббер 3, который может быть установлен отдельно или встроен в верхнюю часть абсорбера.

Насыщенный раствор из абсорбера, пройдя теплообменную аппа­ратуру, направляется в десорбер (отгонную колонну) 6 тарельчатого или насадочного типа.

Если очищенный газ находится в абсорбере под давлением, до­статочным для пропуска раствора через теплообменную аппаратуру в отгонную колонну (как показано на схеме), то раствор, пройдя регулятор уровня, поступает сначала в теплообменник 5, в котором на­гревается за счет тепла регенерированного раствора, а затем направ­ляется в отгонную колонну 6. Если давление в абсорбере недостаточ­ное, то для подачи насыщенного раствора в отгонную колонну уста­навливается насос. В отгонной колонне проибходит выделение из насыщенного раствора поглощенных в абсорбере кислых газов под действием поднимающегося вторичного водяного пара, образующегося в нижней части отгонной колонны при кипячении раствора в кипя­тильнике 9.

Рис. 3.53. Принципиальная технологическая схема очистки газа от сероводорода этаноламиновым способом: 1 – приемный сепаратор; 2 – абсорбер; 3 - скруббер; 4, 11 – промежуточные емкости; 5 – теплообменники; 6 – десорбер; 7– конденсатор-холодильник; 8 – емкость флегмы; 9 – подогреватель; 10 – насосы; 12 – холодильник; I – сырой газ; II – очищенный газ; III – насыщенный раствор; IV – регенерированный раствор; V – кислые газы; VI – флегма

Насыщенный раствор отводится в кипятильник с последней та­релки, а кипящая смесь возвращается из кипятильника под тарелку. Пар при этом проходит через тарелку, поднимаясь по колонне, а раствор частично может вновь поступать в кипятильник вместе с рас­твором, стекающим с тарелки, чем достигается многократная цирку­ляция раствора через кипятильник.

Регенерированный раствор из десорбера поступает в теплообмен­ник 5, где охлаждается, отдавая тепло насыщенному раствору, после чего поступает в промежуточную емкость 11, откуда насосом 10 через холодильник 12 подается вновь в абсорбер.

На линии регенерированного раствора перед входом в абсорбер устанавливается регулятор расхода, особенно необходимый при воз­можных изменениях давления газа.

Выходящая из десорбера парогазовая смесь проходит конденса­тор-холодильник 7, где охлаждается водой для конденсации пара.

Образовавшийся конденсат (флегма) отделяется от кислых газов в промежуточной емкости 8, откуда кислые газы направляются для последующего использования (или для сжигания), флегма насосом 10 возвращается на верх отгонной колонны, а избытки ее сбрасываются в канализацию.

Иногда кондбнсаторы устанавливаются над отгонными колон­нами. Давление в колонне поддерживается регулятором давления на линии кислых газов. Если в газе содержатся механические примеси, а сепаратор 1, установленный перед абсорбером, недостачно эффективен, то для раствора необходима установка фильтра, действу­ющего непрерывно или периодически. Установка такого фильтра наиболее целесообразна на линии насыщенного раствора.

При повышенных температурах регенерации наблюдается корро­зия в нижней части десорбера, и в регенерированный раствор посту­пают продукты коррозии; в этом случае целесообразно пропускать регенерированный раствор через какую-нибудь емкость, в которой эти примеси могут осесть.

Если в очищенном газе содержится кислород, необходимо осво­бождать раствор от накапливающихся этаноламинов.

Иногда схемой установки предусматривается специальный пере­гонный куб с паровой рубашкой, в который предварительно зали­вается крепкий раствор щелочи и постепенно по расходомеру подается регенерированный раствор этаноламина из отгонной колонны.

При кипячении раствора в кубе в результате реакции со щелочью связанный этаноламин освобождается и вместе с несвязанным этанол-амином перегоняется под вакуумом, образуемым паровым эжектором.

Водяные пары и пары этаноламина поступают в поверхностный водяной конденсатор, где конденсируются и возвращаются в цикл.

При необходимости одновременной очистки газов от H₂S и СО₂ применяется двухступенчатая схема очистки. Эта схема основана на применении двухступенчатой абсорбции H₂S и СО₂ крепким 25 – 35%-ным раствором моноэтаноламина в первой ступени и слабым 5 – 12%-ным раствором во второй ступени, причем каждый раствор имеет самостоятельный цикл абсорбции и регенерации, а тепло газов регенерации второй ступени используется для регенерации первой ступени.

Двухступенчатая схема является более экономичной по сравне­нию с одноступенчатой вследствие достижения тонкой очистки при минимальных расходах пара и моноэтаноламина за счет: а) примене­ния концентрированных растворов первой ступени, имеющих боль­шую поглотительную способность, благодаря чему достигается мини­мальная циркуляция раствора; б) двухкратного использования тепла водяного пара; в) применения слабых растворов во второй ступени, обеспечивающих более полную регенерацию раствора, а, следова­тельно, и более тонкую очистку газов от H₂S и СО₂, а также улавлива­ния паров моноэтаноламина, уносимых газами из крепкого раствора первой ступени.

При производстве технологических расчетов необходимо руко­водствоваться следующими основными положениями.

Количество раствора, необходимое для связывания H₂S и СО₂, определяется по данным поглотительной способности растворов эта­ноламинов в зависимости от парциального давления сероводорода в газе.

Равновесная поглотительная способность водных растворов эта­ноламинов значительно возрастает при увеличении парциального давления сероводорода в газе, поэтому процесс абсорбции выгоднее проводить при более высоких давлениях.

Процесс абсорбции также улучшается при понижении темпера­туры газа и раствора, поступающих в абсорбер.

Наибольшую поглотительную способность по отношению к H₂S и СО₂ имеют моноэтаноламины (МЭА), наименьшую – триэтанол-амины. Но, с другой стороны, моноэтаноламины более летучи, они легко проникают через неплотности аппаратуры, в большем коли­честве уходят с газом. Поэтому на практике моноэтаноламины вынуждены применять с пониженной концентрацией (15 – 20 %).

Можно принять следующее примерное объемное отношение (м³/м³) поглотительной способности различных этаноламинов по серово­дороду.

Поглотительная способность, %:

моноэтаноламина 100

диэтаноламина 50

триэтаноламина 39

Одновременное поглощение H₂S и СО₂ сопровождается повыше­нием их упругости над растворами этаноламинов.

Присутствие углекислоты в растворе этаноламина понижает рас­творимость сероводорода и, наоборот, присутствие H₂S понижает растворимость СО₂.

Так, для газа с 1%-ным H₂S, не содержащего углекислоты, ко­эффициент сорбции по сероводороду примерно в три раза выше, чем для того же газа, содержащего 20% CO₂.

Скорость поглощения H₂S в большей степени превышает скорость поглощения углекислоты для раствора триэтаноламина, чем для раствора диэтаноламина. Это указывает на возможность селектив­ной очистки газа, содержащего H₂S и СО₂, с применением раствора триэтаноламина: в этом случае при очистке газа с высоким отно­шением H₂S:СО₂ можно получить газ регенерации с достаточной кон­центрацией сероводорода, годный для использования.

ГЛАВА 4

НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ. СПОСОБЫ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ

4.1 Образование нефтяных эмульсий

В процессе добычи, при совместном движении нефти и воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам про­исходит их взаимное перемешивание. В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии.

Эмульсии представляют собой дисперсные системы двух взаимно нераство­римых (или очень мало растворимых) жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капель (глобул). Дис­пергированную жидкость называют внутренней, или дис­персной фазой, а жидкость, в которой она находится, – дисперсионной, или внешней средой.

При смешении нефти с водой возможно образование эмульсии двух типов: прямого - нефть в воде (Н/В), и обратного - вода в нефти (В/Н). Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти, принадлежат к типу В/Н. Содержание пластовой воды в таких эмульсиях колеблется в широких пределах: от де­сятых долей процента до 90% и более. Эмульсии типа Н/В (в воде диспергированы глобулы нефти), встре­чающиеся в нефтепромысловой практике значительно реже, обычно содержат менее 1% нефти (в среднем 1000 мг/л). Эмульсии этих типов обладают совершенно разными свойствами и, соответственно, требуют различных методов разрушения.

Для образования стойких эмульсий необходимо наличие особых веществ – природных эмульгаторов, в том или ином количестве всегда содержащихся в пластовой нефти. К ним относятся асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты, механические примеси и др. В процессе перемешивания нефти с водой и образо­вания глобул воды частицы эмульгирующего вещества на поверхности этих глобул (на поверхности раздела фаз) образуют оболочку, препятствующую слиянию капелек. На рис. 4.1 схематически изображена такая оболочка на поверхности глобулы воды. С явлением образования оболочки на поверхности гло­булы воды связывают процесс "старения" эмульсии. Под процессом старения понима­ют упрочнение пленки эмуль­гатора с течением времени. Процесс старения эмульсии может длиться от нескольких часов до 3 – 4 дней. Первоначально этот процесс идет очень интенсивно, но по мере насыщения поверх­ностного слоя глобул эмульгаторами замедляется или даже пре­кращается, а оболочки вокруг глобул воды стано­вятся очень прочными и трудно поддаются разруше­нию.

Рис. 4.1. Схематичное изображение пленки на поверхности глобул воды: 1 – толщина оболочки; 2, 3 – эмульгирующие вещества; 4 – глобула воды; 5 – нефть

К основным характеристикам нефтяных эмульсий относятся: агрегативная устойчивость (стойкость), вязкость, размер эмульгированных глобул водной фазы. В совокупности эти параметры отражают интенсивность эмульгирования нефти, ее физико-химические свойства и адсорбцию эмульгатора.

Устойчивость эмульсий – это способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на две несмешивающиеся фазы. Агрегативная устойчивость водонефтяных эмульсий по Ребиндеру определяется временем их существования и рассчитывается как отношение высоты столба эмульсии (Н, см), к средней линейной скорости самопроизвольного расслоения системы (v, см/с).

Интенсивность разрушения эмульсии может быть охарактеризована разностью между плотностями воды и нефти Dr, а также отношением суммарного содержания асфальтенов (а) и смол (с) к содержанию парафинов (п) в нефти (а+с)/п.

Последний показатель не только характеризует углеводородный состав нефтей, но и предопределяет способ деэмульгирования нефтяных эмульсий. Показатель Dr, как физическая характеристика их разделения, характеризует движущую силу гравитационного отстаивания. Оба показателя служат качественными характеристиками извлекаемых эмульсий и позволяют разделять их на группы.

По разности в плотностях воды и нефти процесс разделения эмульсий может классифицироваться на труднорасслаиваемый (Dr = 0,200-0,250 г/см³), расслаиваемый (Dr = 0,250-0,300 г/см³) и легко расслаиваемый (Dr = 0,300-0,350 г/см³). По отношению суммарного содержания асфальтенов и смол к содержанию парафина нефти разделяются на смешанные ((а+с)/п = 0,951-1,400), смолистые ((а+с)/п = 2,759-3,888) и высокосмолистые ((а+с)/п = 4,774-7,789).

Вязкость эмульсии определяют различными методами, принятыми для вязких жидкостей. Динамическая вязкость η измеряется в физической системе единиц в пуазах или Па^.с. Кинематическая вязкость ν определяется отношением динамической вязкости эмульсии к ее плотности при той же температуре и измеряется в стоксах или м²/с . Исследованиями различных ученых выявлен ряд зависимостей величины вязкости эмульсии от содержания воды. Так Монсон установил для наиболее распространенных эмульсий типа В/Н следующую зависимость: наибольшая вязкость эмульсии для сырой нефти любых сортов приблизительно равна вязкости сырой нефти, умноженной на коэффициент 1,3; 1,8; 2,7; 4,1 для эмульсий, содержащих соответственно 10, 20, 30, 40 % воды.

В зависимости от размера глобул воды и степени ста­рения нефтяные эмульсии разделяются на легкорас­слаивающиеся, средней стой­кости и стойкие. На рис. 4.2 показан вид таких эмульсий под микро­скопом. В легкорасслаивающихся эмульсиях обычно большинство глобул круп­ные – размером от 50 до 100 мкм (рис. 4.2, а), в то время как стойкие эмульсии содержат в основном мелкие глобулы размерами от 0,1 до 20 мкм (рис. 4.2, в). Эмульсии средней стойкости занимают промежуточ­ное положение (рис. 4.2, б).

а б	в

Рис.4.2. Вид водонефтяных эмульсий под микроскопом: а – лекорасслаивающаяся эмульсия; б – эмульсия средней стойкости; в – стойкая эмульсия

На стойкость водонефтяных эмульсий оказывает большое влияние интенсивность перемешивания нефти с водой, которая при различных способах добычи отличается.

При фонтанном способе до­бычи нефти в результате постепенного выделения газа в подъемных трубах и соответственного увеличения скорости потока могут образоваться весьма стойкие эмульсии. Дополнительное переме­шивание нефти происходит при резких поворотах потока в фон­танной арматуре и при прохождении через штуцеры. Степень диспергирования капель воды при прохождении через штуцер тем больше, чем больше перепад давления в штуцере.

При газлифтном способе добычи нефти условия для образова­ния эмульсий примерно те же, что и при фонтанной добыче. Обра­зование эмульсий при газлифтном способе происходит в основном в месте ввода рабочего агента в насосно-компрессорные трубы. Эмульсии, образующиеся при газлифтном способе добычи нефти, также отличаются стойкостью.

При глубинно-насосной эксплуатации скважин эмульгирование нефти происходит в узлах клапана, в паре плунжер-ци­линдр и в подъемных трубах при возвратно-поступательном дви­жении насосных штанг.

При использовании погружных электроцентробежных насосов перемешивание продукции скважины происходит в рабочих ко­лесах насоса, а также при турбулентном движении смеси в подъ­емных трубах.

Стойкость эмульсии при добыче нефти глубинными штанговыми насосами (ШГН) значительно ниже, чем при эксплуатации погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН), но она может повышаться в обоих случаях при малом к. п. д. оборудования.

Особенно сильное влияние на стойкость эмульсии при насосной эксплуатации оказывают неисправности оборудования –утечки в насосах, негерметичность соединений. В случае пропуска добываемой продукции в клапанных узлах за счет давления столба жидкости над клапаном истечение жидкости происходит с большой скоростью, что вызывает турбулизацию и эмульгирование нефти. Сильное эмульгирование происходит при увеличенном зазоре между плунжером и цилиндром глубинного насоса.

Немалую роль в повышении стойкости эмульсий играет также и наземное оборудование – это система нефтесборных труб, рас­пределительные коллекторы групповых замерных установок, шту­церы, задвижки, клапаны, уголки, тройники и сепараторы.

4.2 Необходимость обезвоживания нефти

на нефтяных месторождениях

Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период (МРП) работы скважин из-за обрывов штанг в штанговых скважинных насосных установках (ШСНУ), пробоев электрической части установок электропогружного центробежного насоса (УЭЦН) вследствие перегрузок погружного электродвигателя (ПЭД). Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предварительный сброс воды на УПС. Однако наибольший рост энерго- и металлоемкости связан с необходимостью разрушения стойких эмульсий и имеет место в системах подготовки нефти.

Как было сказано выше, вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости, и со временем стойкость эмульсий повышается. Это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наи­более целесообразно проводить обезвоживание нефти на место­рождениях

Второй, наиболее важной причиной обезвоживания нефти в районах ее добычи является высокая стоимость транспорта пластовой воды. Транспорт обводненной нефти удоро­жается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа В/Н выше, чем чистой нефти. Так, вязкость безводной нефти Ромашкинского месторождения при 15 ⁰С в три раза ниже, чем ее эмульсии, содержащей 20% воды. Вязкость эмульсии на данном месторождении, содержащей 5 и 20% воды, составляет соответственно 17 и 33,3 сСт, т. е. возрастает в 2 раза. При увеличении содержания воды в нефти на 1 % транспортные расходы возрастают в среднем на 3 – 5% при каждой перекачке.

Вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов.

Обезвоживание нефти на месторождениях – лишь первый этап ее подготовки к переработке, так как присутствие в нефти воды, солей и механических примесей в тех количествах, которые остаются в нефти после обезвоживания на месторождении, отри­цательно сказывается на процессах переработки нефти и на ка­честве получаемых нефтепродуктов. Так, например, для большин­ства нефтей Урало-Поволжского региона содержание хлористых солей при количестве остаточной пластовой воды в нефти 0,5% составляет 1000 – 1200 мг/л, а в нефти, поступающей на переработку, содер­жание солей не должно превышать 5 – 10 мг/л.

Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и меха­нических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают.