Главная

Популярная публикация

Научная публикация

Случайная публикация

Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка

Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы

КАТЕГОРИИ:






Научные основы и технология процессов подготовки нефти и горючих газов к переработке




5.1.1. Сбор и подготовка нефти на промыслах

Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попут­ный газ, механические примеси и пластовую воду, в которой раство­рены различные соли, чаще всего хлориды натрия, кальция и маг­ния, реже - карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эк­сплуатации месторождения добывается безводная или малообводнен-ная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличивается и до­стигает до 90 - 98 %. Очевидно, что такую «грязную» и сырую нефть, содержащую к тому же легколетучие органические (от метана до бутана) и неорганические (H2S, C02) газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной ее про­мысловой подготовки.

Присутствие пластовой воды в нефти существенно удорожает ее транспортировку по трубопроводам и переработку. С увеличением содержания воды в нефти возрастают энергозатраты на ее испаре­ние и конденсацию (в 8 раз больше по сравнению с бензином). Воз­растание транспортных расходов обусловливается не только пере­качкой балластной воды, но и увеличением вязкости нефти, образу­ющей с пластовой водой эмульсию. Так, вязкость ромашкинской не­фти с увеличением содержания в ней воды от 5 до 20% возрастает с 17 до 33,3 сСт, то есть почти вдвое. Механические примеси нефти, состоящие из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины, известняка и других пород, адсорбируясь на поверхности гло-


бул воды, способствуют стабилизации нефтяных эмульсий. Образо­вание устойчивых эмульсий приводит к увеличению эксплуатаци­онных затрат на обезвоживание и обессоливание промысловой не­фти, а также оказывает вредное воздействие на окружающую среду. Так, при отделении пластовой воды от нефти в отстойниках и резер­вуарах часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии, что загрязняет сточные воды. Та часть эмульсии, которая улавлива­ется в ловушках, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, образуя так называемые «амбарные» нефти, ко­торые не находят рационального применения или утилизации. При большом содержании механических примесей усиливается износ труб и образование отложений в нефтеаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи и производительности ус­тановок.

Еще более вредное воздействие, чем вода и механические при­меси, оказывают на работу установок промысловой подготовки и переработки нефти хлористые соли, содержащиеся в нефти. Хлори­ды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием со­ляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппара­туры технологических установок. Особенно интенсивно разъедает­ся продуктами гидролиза хлоридов конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. Кроме того, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте, гудроне и коксе, ухудшают их качество.

При переработке сернистых и высокосернистых нефтей, в резуль­тате разложения сернистых соединений, образуется сероводород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной наи­более сильной коррозии нефтеаппаратуры:

Fe+H2S-> FeS + Н2, FeS + 2HCl-»FeCl2+H2S.

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

Таким образом, при совместном присутствии в нефтях хлоридов металлов и сероводорода во влажной среде происходит взаимно ини­циируемая цепная реакция разъедания металла. При отсутствии или малом содержании в нефтях хлористых солей интенсивность корро­зии значительно ниже, поскольку образующаяся защитная пленка


из сульфида железа частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии.

В соответствии с ГОСТ 9965-76 нефти, поставляемые с промыс­лов на НПЗ, по содержанию хлористых солей и воды делятся на сле­дующие три группы:

 

  I II III

Содержание воды, % масс. 0,5 1,0 1,0

Содержание хлористых

солей, мг/л до 100 100-130 300-900

Содержание механических

примесей, % масс, менее 0,05 0,05 0,05

Подготовленная на промыслах нефть далее на НПЗ подвергается вторичной более глубокой очистке до содержания солей менее 5 мг/л и воды менее 0,1 % масс.

На нефтепромыслах эксплуатируются различные системы сбора и подготовки нефти. На смену негерметизированным схемам, эксп­луатация которых была связана с потерями газа и легких фракций нефти, пришли экологически более безопасные герметизированные системы сбора, очистки и хранения. Сырая нефть из группы сква­жин поступает в трапы-газосепараторы, где за счет последователь­ного снижения давления попутный газ отделяется от жидкости (нефть и вода), затем частично освобождается от увлеченного конденсата в промежуточных приемниках и направляется на газоперерабатыва­ющий завод (или закачивается в скважины для поддержания в них пластового давления). После трапов-газосепараторов в нефтях ос­таются еще растворенные газы в количестве до 4 % масс. В трапах-газосепараторах одновременно с отделением газа происходит и от­стой сырой нефти от механических примесей и основной массы про­мысловой воды, поэтому эти аппараты называют также отстойника­ми. Далее нефть из газосепараторов поступает в отстойные резерву­ары, из которых она направляется на установку подготовки нефти (УПН), включающую процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации.

В основе процесса обезвоживания лежит разрушение (дестаби­лизация) нефтяных эмульсий, образовавшихся в результате контак­та нефти с водой, закачиваемой в пласт через нагнетательные сква­жины. При обессоливании обезвоженную нефть смешивают с пре­сной водой, создавая искусственную эмульсию (но с низкой солено-


стью), которую затем разрушают. Вода очищается на установке и снова закачивается в пласт для поддержания пластового давления и вытеснения нефти.

Стабилизация нефти осуществляется на промыслах с целью со­кращения потерь от испарения при транспортировке ее до НПЗ. Кро­ме того, присутствие в нефтях газов способствует образованию в тру­бопроводах газовых пробок, которые затрудняют перекачивание.

Для стабилизации промысловой нефти с малым содержанием растворенных газов применяют одноколонные установки. Двухко­лонные установки используют для стабилизации нефтей с высоким содержанием газов (более 1,5% масс), где вторая колонна служит для стабилизации газового бензина.

Принципиальная технологическая схема двухколонной установ­ки стабилизации нефти приведена на рис.5.1 (без насосов и подроб­ной схемы теплообмена потоков).

Рис. 5.1. Принципиальная схема установки ста­билизации нефти: 1 - нестабильная нефть; II - сухой газ; III - сжиженный газ; IV -газовый бензин; V - стабильная нефть

Нестабильная нефть из промысловых резервуаров после нагрева в теплооб­меннике и пароподогрева­теле до температуры око­ло 60°С подается на верх­нюю тарелку первой стаби­лизационной колонны К-1. В К-1 поддерживается из­быточное давление от 0,2 до 0,4 МПа с целью созда­ния лучших условий для конденсации паров бензи­на водой или воздухом. Температура низа К-1 под­держивается в пределах 130-150°С циркуляцией части стабильной нефти, нагретой в печи. Стабильная нефть, выводимая с низа К-1 после ох­лаждения в теплообменнике и холодильнике, поступает в резервуа­ры и далее транспортируется на НПЗ. Легкие фракции нефти, выво­димые с верха К-1, охлаждаются в конденсаторе-холодильнике и поступают в газосепаратор С-1, где сверху выводится сухой газ, со­стоящий из метана и этана, а снизу - сконденсированный бензин,



который после нагрева в теплообменнике направляется в колонну К-2 для стабилизации. Давление в К-2 поддерживается в пределах 1,3-1,5 МПа (то есть выше, чем в К-1, поскольку здесь требуется конденсировать не бензин, а жирный газ, состоящий в основном из пропана и части бутана). Температура низа К-2 регулируется в пре­делах 130- 160°С рециркуляцией части стабилизированного бензи­на через паровой кипятильник. Требуемая температура верха К-2 (40-50°С) обеспечивается подачей части сжиженного газа в ниде холодно­го орошения колонны. С верха К-2 выводится газ, тяжелая часть кото­рого (пропан и бутан) конденсируется в конденсаторе-холодильнике и отделяется в газосепараторе С-2 от несконденсировавшейся сухой части. Конденсат - сжиженный газ - выводится с установки и транс­портируется на ГПЗ. Стабильный бензин, выводимый с низа К-2, сме­шивается со стабилизированной нефтью и направляется на НПЗ.

5.1.2. Обессоливание нефтей на НПЗ

В связи с продолжающимся укрупнением и комбинировани­ем технологических установок и широким применением катали­тических процессов требования к содержанию хлоридов метал­лов в нефтях, поступающих на переработку, неуклонно повы­шаются. При снижении содержания хлоридов до 5 мг/л из нефти почти полностью удаляются такие металлы, как железо, каль­ций, магний, натрий и соединения мышьяка, а содержание вана­дия снижается более чем в 2 раза, что исключительно важно с точки зрения качества реактивных и газотурбинных топлив, не­фтяных коксов и других нефтепродуктов. На НПЗ США еще с 60-х гг. обеспечивается глубокое обессоливание нефти до содер­жания хлоридов менее 1 мг/л и тем самым достигается беспере­бойная работа установок прямой перегонки нефти в течение двух и более лет. На современных отечественных НПЗ считается впол­не достаточным обессоливание нефтей до содержания хлоридов 3-5 мг/л и воды до 0,1 % масс.

Чистая нефть, не содержащая неуглеводородных примесей, осо­бенно солей металлов, и пресная вода взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь легко расслаивается. Однако при наличии в нефти таковых примесей система нефть-вода образует труднораз­делимую нефтяную эмульсию.


Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух вза­имно мало- или нерастворимых жидкостей, в которых одна диспер­гирована в другой в виде мельчайших капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, является дисперсионной средой, а диспергированная жидкость - дисперсной фазой.

Различают два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде (Н/В) - гид­рофильная и вода в нефти (В/Н) - гидрофобная. В первом случае не­фтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором - капли воды образуют дисперсную фазу в нефтяной среде.

Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями на границе раздела фаз дисперсной системы, прежде всего поверхност­ным натяжением - силой, с которой жидкость сопротивляется уве­личению своей поверхности. Известно, что поверхностно-активные вещества (ПАВ) обладают способностью понижать поверхностное натяжение. Это свойство обусловливается тем, что добавленное ПАВ избирательно растворяется в одной из фаз дисперсной системы, кон­центрируется и образует адсорбционный слой - пленку ПАВ на гра­нице раздела фаз. Снижение поверхностного натяжения способствует увеличению дисперсности дисперсной фазы, а образование адсорб­ционного слоя - своеобразного панциря на поверхности глобул -препятствует их коалесценции при отстаивании.

Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмуль­сий, называются эмульгаторами; вещества, разрушающие поверхно­стную адсорбционную пленку стойких эмульсий - деэмульгаторами.

Эмульгаторами обычно являются полярные вещества нефти, та­кие, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидри­ды, соли нафтеновых кислот, а также различные органические при­меси. Установлено, что в образовании стойких эмульсий принимают участие также различные твердые углеводороды - парафины и цере­зины нефтей. Тип образующейся эмульсии в значительной степени зависит от свойств эмульгатора: эмульгаторы, обладающие гидрофоб­ными свойствами, образуют эмульсию типа В/Н, то есть гидрофоб­ную, а эмульгаторы гидрофильные - гидрофильную эмульсию типа Н/В. Следовательно, эмульгаторы способствуют образованию эмуль­сии того же типа, что и тип эмульгатора. В промысловой практике чаще всего образуется гидрофобная эмульсия, так как эмульгаторами в этом случае являются растворимые в нефти смолисто-асфальтено-вые вещества, соли органических кислот, а также тонкоизмельчен-ные частицы глины, окислов металлов и др. Эти вещества, адсорбиру-ясь на поверхности раздела нефть-вода, попадают в поверхностный


слой со стороны нефти и создают прочную оболочку вокруг частиц воды. Наоборот, хорошо растворимые в воде и хуже в углеводородах гидрофильные эмульгаторы типа щелочных металлов нефтяных кис­лот (продукт реакции при щелочной очистке) адсорбируются в повер­хностном слое со стороны водной фазы, обволакивают капельки не­фти и таким образом способствуют образованию гидрофильной не­фтяной эмульсии. При наличии эмульгаторов обоих типов возможно обращение эмульсий, то есть переход из одного типа в другой. Этим явлением пользуются иногда при разрушении эмульсий.

Разрушение нефтяных эмульсий применением деэмульгато ров. представляющих собой синтетические ПАВ, обладающих по срав­нению с содержащимися в нефтях природными эмульгаторами бо­лее высокой поверхностной активностью, может быть результатом:

1) адсорбционного вытеснения с поверхности глобул воды эмуль­гатора, стабилизирующего эмульсию;

2) образования нестабильных эмульсий противоположного типа;

3) химического растворения адсорбционной пленки.

В результате на поверхности глобул воды образуется гидро­фильный адсорбционный слой со слабой структурно-механической прочностью, то есть происходит дестабилизация водонефтяной эмульсии. Образовавшиеся из стойких нестойкие эмульсии затем легко коалесцируют в крупные глобулы воды и осаждаются из дис­персионной среды (нефти). Именно стадия дестабилизации являет­ся лимитирующей суммарный процесс обезвоживания и обессоли-вания нефти. Она состоит, в свою очередь, из двух этапов: а) достав­ки деэмульгатора на поверхность эмульсии, то есть транспортной стадии, являющейся диффузионным процессом; б) разрушения бро­нирующей оболочки, образованной эмульгатором нефти, или кинетической стадии.

На установках обезвоживания и обессоливания нефти широко применяются водорастворимые, водонефтерастворимые и нефтера-створимые деэмульгаторы. Последние более предпочтительны, по­скольку:

- они легко смешиваются (даже при слабом перемешивании) с нефтью, в меньшей степени вымываются водой и не загрязняют сточ­ные воды;

- их расход практически не зависит от обводненности нефти;

- оставаясь в нефти, предупреждают образование стойких эмуль­сий и их «старение»;

- обладают ингибирующими коррозию металлов свойствами;


- являются легколодвижными жидкостями с низкой темпе­
ратурой застывания и могут применяться без растворителя, удобны
для транспортирования и дозировки.

В качестве растворителей нефтерастворимого деэмульгатора применяются низкомолекулярные спирты (метиловый, изопропило-вый и др.), ароматические углеводороды и их смеси в различных со­отношениях.

Водорастворимые деэмульгаторы применяют в виде 1-2%-ных водных растворов. Они частично вымываются дренажной водой, что увеличивает их расход на обессоливание.

К современным деэмульгаторам предъявляются следующие ос­новные требования:

- они должны обладать максимально высокой деэмульгирующей
активностью, быть биологически легко разлагаемы (если водораство­
римые), нетоксичными, дешевыми, доступными;

- не должны обладать бактерицидной активностью (от которой
зависит эффективность биологической очистки сточных вод) и кор­
родировать металлы.

Этим требованиям более полно удовлетворяют и потому нашли преобладающее применение неионогенные деэмульгаторы. Они почти полностью вытеснили ранее широко применявшиеся ионоактивные (в основном анионоактивные) деэмульгаторы, такие, как отечествен­ные НЧК. Их расход на установках обессоливания нефти составлял де­сятки кг/т. К тому же они биологически не разлагаются, и применение их приводило к значительным загрязнениям водоемов. Неионогенные ПАВ в водных растворах не распадаются на ионы. Их получают присо­единением окиси алкилена (этилена или пропилена) к органическим соединениям с подвижным атомом водорода, то есть содержащим раз­личные функциональные группы, такие как карбоксильная, гидроксиль-ная, аминная, амидная и др. В качестве таковых соединений наиболь­шее применение нашли органические кислоты, спирты, фенолы, слож­ные эфиры, амины и амиды кислот.

Если обозначить органическое вещество, содержащее функцио­нальную группу с подвижным водородным атомом как RH, то реак­цию оксиэтилирования можно представить как

RH +n(C2H40)->R(C2H40)nH,

где п - число группы окиси этилена.

Эта реакция легко протекает при 140 - 200 °С в присутствии не­большого количества (до 2 %) щелочного катализатора.


Для получения ПАВ, обладающего наибольшей деэмулъгирую-щей активностью, необходимо достичь оптимального соотношения числа гидрофильных, то есть полиоксиэтиленовой цепи, и гидрофоб­ных групп. При удлинении оксиэтиленовой цепи растворимость ПАВ в воде увеличивается.

Гидрофобные свойства ПАВ регулируют присоединением к нему полиоксипропиленовой цепи. При удлинении ее растворимость ПАВ в воде снижается, и при молекулярной массе более 1000 оно практи­чески в воде не растворяется.

Изменяя при синтезе неионогенных ПАВ число группы окиси эти­лена (п) и окиси пропилена (т) в виде блоксополимеров, можно широ­ко регулировать соотношение между гидрофобной и гидрофильной частями деэмульгатора и тем самым их свойства. Используя в каче­стве исходных веществ органические соединения с разными функци­ональными группами, можно получить блоксополимеры с двумя бло­ками типа АгаВп, тремя - типа Bn AmBn или AmBnAm, четырьмя и более блоками, где А и В - соответственно гидрофобный и гидрофильный блоки. Промышленные деэмульгаторы являются обычно не индиви­дуальными веществами, а смесью полимеров разной молекулярной массы, то есть полимолекулярными. В качестве промышленных неио­ногенных деэмульгаторов в нашей стране и за рубежом используются следующие оксиалкенилированные органические соединения.

Оксиэтилированные жирные кислоты ЮЖЮ. Для синтеза ОЖК используется кубовый остаток синтетических жирных кислот (СЖК) с числом углеродных атомов более 20 (Сп>20) или 25 (Сп>25). Деэмуль-гирующая активность и физические свойства (температура застыва­ния, вязкость, плотность и др.) образцов ОЖК зависят от числа групп ОЭ (в пределах 14—25 на одну молекулу ОЖК), вязкость и температу­ра застывания ПАВ снижаются, а плотность и деэмульгирующая его способность повышаются. Среди ОЖК более эффективен деэмульга-тор, синтезированный из кислот > С25, с содержанием окиси этилена 65 -67% (не уступает по эффективности диссольвану 4411).

Оксиэтилированные алкилфенолы (ОП- 10). Представляют со­бой продукты оксиэтилирования моно- и диалкилфенолов:

И 6г


где R - алкильный остаток, содержащий 9- 10 атомов углерода, п=10-12.

По сравнению с ОЖК деэмульгатор ОП-10 менее универсален и применяется для деэмульгирования ограниченного числа нефтей.

нефть
нефть
Рис. 5.2. Расположение молекул ПАВ на границе раздела фаз нефть-вода: 'а. - обычный ПАВ б - ПАВ из блоксополимеров О - гидрофильная часть ПАВ □ - гидрофобная часть ПАВ

Отечественные блоксополимеры полиоксиалкиленов являются наибо­лее эффективными и универсальны­ми деэмульгаторами. Высокая их де­эмульгирующая эффективность обус­ловливается, по-видимому, тем, что гидрофобная часть (оксипропилено-вая цепь) ПАВ направлена не в глубь нефтяной фазы, как у обычных деэ-мульгаторов типа ОЖК, а частично распространено вдоль межфазной по­верхности эмульсии (рис. 5.2). Имен­но этим объясняется очень малый рас­ход деэмульгаторов из блоксополимеров в процессах обезвоживания и обессоливания нефтей (10-30 г/т). В нашей стране для промыш­ленного применения рекомендованы следующие типы блоксополи­меров: 186 и 305 - на основе пропиленгликоля; 157, 385 - на основе этилендиамина (дипроксамин 157); 116 и 226 - на основе синтети­ческих жирных кислот и 145 и 295 - на основе двухатомных фено­лов. Деэмульгирующая активность и физико-химические свойства блоксополимеров оксиалкиленов существенно зависят от величины и соотношения гидрофильных и гидрофобных частей молекулы, а также от состава и строения исходных веществ. Так, расположение оксипропиленовых групп на концах молекулы делает ПАВ более гид­рофобными, с более низкой температурой застывания, по сравнению с ПАВ такого состава и молекулярной массы, но с расположением оксипропиленовых групп в центре молекулы.

Синтезировано у нас и за рубежом большое число высокоэффек­тивных деэмульгаторов. Из деэмульгаторов ФРГ, применяемых в нашей стране, высокой деэмульгирующей активностью обладают диссольваны 4400,4411,4422 и 4433, представляющие собой 65 %-ные растворы ПАВ в воде или метиловом спирте с молекулярной массой 2500 - 3000, котороые синтезированы на основе алкиленгликолей, а также сепарол, бескол, прохалит и др. Характерно, что деэмульгаторы американских и английских фирм «Петролит», «Третолит» и других в



большинстве случаев плохо растворимы в воде, по эффективности близки к диссольвану и применяются в виде растворов в аромати­ческих углеводородах, выкипающих в пределах 160 - 240°С. Высо­кой деэмульгирующей активностью обладают деэмульгаторы Гол­ландии, Франции, Италии, Японии и др.

Промышленный процесс обезвоживания и обессоливания неф-тей осуществляется на установках ЭЛОУ, который основан на при­менении методов не только химической, но и электрической, тепло­вой и механической обработок нефтяных эмульсий, направленных на разрушение сольватной оболочки и снижение структурно- меха­нической прочности эмульсий, создание более благоприятных усло­вий для коалесценции и укрупнения капель и ускорения процессов осаждения крупных глобул воды. В отдельности перечисленные выше методы обработки эмульсий не позволяют обеспечить требуемую глубину обезвоживания и обессоливания.

Электрообработка эмульсий заключается в пропускании нефти через электрическое поле, преимущественно переменное промыш­ленной частоты и высокого напряжения (15 - 44 кВ.). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поля­ризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, и при частой смене полярности электродов (50 раз в секун­ду) увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения, и в итоге возрастает скорость осаждения глобул с образованием отдель­ной фазы. По мере увеличения глубины обезвоживания расстояния между оставшимися каплями увеличиваются и коалесценция замед­ляется. Поэтому конечное содержание воды в нефти, обработанной в электрическом поле переменного тока, колеблется от следов до 0,1 %. Коалесценцию оставшихся капель воды можно усилить повыше­нием напряженности электрического поля до определенного преде­ла. При дальнейшем повышении напряженности поля ускоряются нежелательные процессы электрического диспергирования капель и коалесценция снова замедляется. Поэтому применительно к конк­ретному типу эмульсий целесообразно подбирать оптимальные раз­меры электродов и расстояния между ними. Количество оставшихся в нефтях солей зависит как от содержания остаточной воды, так и от ее засоленности. Поэтому с целью достижения глубокого обессоли­вания осуществляют промывку солей подачей в нефть оптимально­го количества промывной (пресной) воды. При чрезмерном увеличе­нии количества промывной воды растут затраты на обессоливание


нефти и количество образующихся стоков. В этой связи с целью эко­номии пресной воды на ЭЛ ОУ многих НПЗ успешно применяют двух­ступенчатые схемы с противоточной подачей промывной воды.

Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до опти­мальной для данной нефти температуры (60-150 °С) в зависимости от ее плотности, вязкостно-температурной характеристики, типа эмульсии и давления в электродегидраторе или отстойнике термо­химического обезвоживания. Повышение температуры до определен­ного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования: во-первых, дестабилизации эмульсий в резуль­тате повышения растворимости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов и, во-вторых, возрастанию скорости осаждения капель воды в резуль­тате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора.

Обычно как оптимальную в дегидраторах подбирают такую тем­пературу, при которой вязкость нефти составляет 2-4 сСт. Многие нефти достаточно хорошо обессоливаются при 70 - 90°С. При повы­шении температуры нагрева нефти приходится одновременно повы­шать и давление, чтобы поддерживать жидкофазное состояние сис­темы и уменьшить потери нефти и пожароопасность. Однако повы­шение давления вызывает необходимость увеличения толщины сте­нок аппаратов. Современные модели электродегидраторов рассчи­таны на давление до 1,8 МПа.

На технико-экономические показатели ЭЛОУ влияют также интенсивность и продолжительность перемешивания эмульсионной нефти с раствором деэмульгаторов. Так, для деэмульгаторов с ма­лой поверхностной активностью, особенно когда они плохо раство­римы в нефти, требуется более интенсивное и продолжительное пе­ремешивание, но не настолько, чтобы образовалась высокодисперс­ная система, которая плохо осаждается. Обычно перемешивание не­фти с деэмульгатором осуществляют в сырьевом центробежном на­сосе. Однако лучше иметь такие специальные смесительные устрой­ства, как диафрагмы, клапаны, вращающиеся роторы и т.д. Целесо­образно также иметь на ЭЛОУ дозировочные насосы малой произ­водительности.

Основным аппаратом ЭЛОУ является электродегидратор, где, кроме электрообработки нефтяной эмульсии, осуществляется и от­стой (осаждение) деэмульгированной нефти, т.е. он является одно-


временно отстойником. Среди применяемых в промысловых и завод­ских ЭЛОУ различных конструкций (вертикальных, шаровых и гори­зонтальных) более эффективными оказались горизонтальные элект­родегидраторы. По сравнению с использовавшимися ранее вертикаль­ными и шаровыми горизонтальные электродегидраторы обладают следующими достоинствами (табл.5.1):

Таблица S.1 Характеристика отечественных электродегидраторов

 

 

Геометрические размеры и основныепоказатели Тип электродегидратора
вертикальный шаровой горизонтальный
Объем V, м5      
Диаметр D, м   10,5 3,4
Длина L или высота Н, м 4,3 - 17,6
Площадь горизонтального сечения S, м2      
Удельная площадь горизонтального сечения S/V м23 ОДЗ 0,13 0,4
Линейная скорость движения нефти V/S, м/с 4,3 ?7 2,7
Удельная производительность G/V, м33ч) 0,5-1,0 0,5 - 1,0 1,5-3,0
Производительность, м3 15-30 300-600 240-480
Расчетное давление, МПа 0,4 - 0,6 0,6 - 0,7 1 или1,8
Расчетная температура, °С      
Масса с электродами, т --    

- более благоприятными условиями для осаждения капель воды, которые можно оценить удельной площадью горизонтального сече­ния (зеркала отстоя) и линейной скоростью движения нефти;

- примерно в 3 раза большей удельной производительностью при приблизительно в 1,5 раза меньшей удельной массе и стоимости ап­парата;

- простотой конструкции, меньшим количеством электрообору­дования при большей площади электродов, удобством монтажа, об­служивания и ремонта;

- способностью работать при повышенных давлениях и темпе­ратурах.


Технико-экономические показатели ЭЛ ОУ значительно улучша­ются при применении более высокопроизводительных электродегид-раторов за счет уменьшения количества теплообменников, сырье­вых насосов, резервуаров, приборов КИП и А и т.д. (экономический эффект от укрупнения) и при комбинировании с установками пря­мой перегонки нефти за счет снижения капитальных и энергозат­рат, увеличения производительности труда и т.д. (эффект от комби­нирования). Так, комбинированный с установкой первичной пере­гонки нефти (АВТ) ЭЛОУ с горизонтальными электродегидратора-ми типа 2ЭГ-160, по сравнению с отдельно стоящей ЭЛОУ с шаро­выми, при одинаковой производительности (6 млн т/г) имеет при­мерно в 1,5 раза меньшие капитальные затраты, эксплуатационные расходы и себестоимость обессоливания. В последние годы за рубе­жом и в нашей стране новые АВТ или комбинированные установки (типа Л К-бу) строятся только с встроенными горизонтальными элек-тродегидраторами высокой единичной мощности. В настоящее вре­мя разработан и внедряется горизонтальный электродегидратор объе­мом 200 м3 типа 2ЭГ-200 производительностью = 560 м3/ч (D = 3,4 м и L=23,5 м) и разрабатывается перспективная его модель с объемом 450 м3 с улучшенной конструкцией электродов. Одновременно с ук­рупнением единичных мощностей происходило непрерывное совер­шенствование конструкции электродегидраторов и их отдельных узлов, заключающееся в улучшении интенсивности перемешивания нефти с деэмульгатором и водой, снижении гидравлического сопро­тивления, оптимизации места ввода нефти и гидродинамической обстановки, организации двойного или тройного ввода нефти и т.д.

Рис. 5.3. Принципиальная схема установки (секции) электрообессоливания нефти: I—сырая нефть; II - деэмульгатор; III - содо-щелочной раствор; IV - свежая вода; VI - вода из электродегидратора 2-й ступени (ЭГ-2); VII -соленая вода из ЭГ-1

Принципиальная тех­нологическая схема уста­новки (секции) электро-обессоливания нефти приведена на рис. 5.3. Смесь сырой нефти, деэ-мульгатора и содово-ще­лочного раствора (после­дний вводится для подав­ления сероводородной коррозии) нагревается в теплообменниках (в от­дельно стоящем ЭЛОУ



дополнительно в пароподогревателе) до оптимальной температуры, смешивается в инжекторном смесителе промывной водой из элект-родегидратора второй ступени и подается в два последовательно ра­ботающих электродегидратора ЭГ-1 и ЭГ-2. На входе в ЭГ-2 в поток частично обессоленной нефти подается свежая вода (речная, оборот­ная или паровой конденсат) в количестве 5-10 % масс, на нефть. Элек-тродегидратор представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат, внутри которого посередине горизонтально друг другу на расстоянии 25-40 см установлены 3 пары электродов, между кото­рыми поддерживается напряжение 32-33 кВ. Ввод сырья в ЭГ и вы­вод из него осуществляются через расположенные в нижней и верх­ней частях аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники), обеспечивающие равномерное распределение восходя­щего потока нефти. В нижней части ЭГ между распределителем и электродами поддерживается определенный уровень воды, содержа­щей деэмульгатор, где происходит термохимическая обработка эмульсии и отделение наиболее крупных капель воды. В зоне между зеркалом воды и плоскостью нижнего электрода нефтяная эмульсия подвергается воздействию слабого электрического поля, а в зоне между электродами - воздействию электрического поля высокого на­пряжения. После охлаждения в теплообменниках обессоленная и обезвоженная нефть отводится в резервуары подготовленной нефти, а на секции ЭЛОУ комбинированных установок она без охлаждения подается на установки первичной перегонки нефти.

5.1.3. Подготовка горючих газов к переработке

Под горючими газами обычно подразумевают смеси газообраз­ных горючих веществ: низкомолекулярных углеводородов (алканов и алкенов С,-С4), водорода, окиси углерода и сероводорода, разбав­ленных такими негорючими газами, как диоксид углерода, азот, ар­гон, гелий и пары воды.

Горючие газы принято подразделять (классифицировать) в за­висимости от происхождения на следующие группы:

1) природные (сухие), состоящие преимущественно из метана, добываемые из чисто газовых месторождений;

2) нефтяные (жирные), состоящие из метана и его низкомолеку­лярных гомологов (С,-С5), добываемые попутно с нефтью;


3) газоконденсатные, по составу аналогичные нефтяным, добы­ваемые из газоконденсатных месторождений;

4) искусственные, к которым относятся:

 

- нефтезаводские, получаемые при переработке нефти;

- газы переработки твердых топлив (коксовый, генераторный, доменный и др.).

По содержанию серосодержащих компонентов горючие газы де­лятся на:

- слабосернистые с содержанием сероводорода и тиоловой серы менее 20 и 36 мг/м3 соответственно (то есть ниже допустимых норм по отраслевому стандарту ОСТ 51.40-83 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы»), которые не подверга­ются специальной сероочистке;

- сернистые (условно подразделяемые на малосернистые, серни­стые и высокосернистые), содержащие сероводород и тиоловую серу более 20 и 36 мг/м3 соответственно, подлежащие обязательной очис­тке от сернистых соединений и переработке последних в газовую серу (только при переработке малосернистых газов допускается сжи­гание газов регенерации на факелах).

Сероводород и диоксид углерода являются кислыми коррозион-но-агрессивными компонентами горючих газов, которые во влажной среде способствуют внутренней коррозии труб и оборудования и приводят к ухудшению топливных качеств газа. Поэтому эти при­меси следует удалять перед транспортировкой и переработкой го­рючих газов.

Влага, содержащаяся в газе, вызывает различные осложнения в работе газовой аппаратуры. Пары воды в условиях промысловой подготовки и при транспортировании способны конденсироваться и, что особенно опасно, образовывать твердые кристаллогидраты, ко­торые приводят к возникновению аварийных ситуаций. По этой при­чине горючие природные газы подлежат, кроме очистки от кислых компонентов, обязательной осушке до допустимых норм (табл.5.2). На практике о влагосодержании горючих газов судят по их точке росы, понимая под этим термином температуру, ниже которой водя­ной пар конденсируется (выпадает в виде «росы»).

В табл.5.3 приведен состав природных горючих газов некоторых газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений бывшего СССР.


Таблица 5.2 Требования к качеству природных горючих газов, подаваемых в магистральные газопроводы (ОСТ 51.40.-83)

 

 

 

Показатель Климатический район
умеренный холодный
I* II* I II
Точка росы газа, °С, не миле: по влаге по углеводородам Содержание, г/м3, не более: механических примесей сероводорода тиоловой серы Объемная доля кислорода, %, неболее 0 0 0,003 0,02 0,036 -5."., 0,,',., 0,003 0,02 0,036 -10 -5 0,003 0,02 0,036 -20 -10 0,003 0,02 0,036

* I - с 01.05. по 30.09; II - с 01.10 по 30.04.

Таблица 5.3 Примерный состав газа некоторых газовых,

газоконденсатных и нефтяных месторождений бывшего СССР, % об.

Месторождения СН4 с2н4 с5н8 С4Н10 с5н12 и> со2 H2S N2
Газовое                
Уренгойское 96,00 0,09 0,01 0,00 0,01 0,49 - 3,40
Медвежье 99,20 0,08 0,01 0,07 0,02 0,06 - 0,57
Ямбургское 95,20 0,04 0,01 0,00 0,01 0,30   4,00
Ставропольское 98,80 0,30 0,20 0,10 - 0,20 - 0,40
Газлинское 92,70 3,20 0,90 0,47 0,13 0,10 - 2,50
Газоконденсатное                
Астраханское 54,15 5,54 1,68 0,93 1,57 21,55 12,60 1,98
Оренбургское 81,70 4,50 1,80 1,00 3,55 2,35 4,00 1,10
Карачаганакское 75,31 5,45 2,62 1,37 5,98 4,79 3,69 0,79
Вуктыльское 75,00 9,00 3,90 1,80 5,20 0,10 - 5,00
Шатлыкское 95,70 1,70 0,23 0,04 0,02 1,24   1,40
Нефтяное                
Ромашкинское 39,00 20,00 18,50 6,20 4,70 0,10 - 11,50
Туймазинское 41,00 21,00 17,40 6,80 4,60 0,10 2,00 7,10
Ишимбайское 42,40 ' 12,00 20,50 7,20 3,10 1,00 2,80 11,00
Шкаповское 47,00 14,10 27,20 9,50 5,20 - - -
Жирновское 82,00 6,00 3,00 3,50 1,00 5,00 - 1,50
Мухановское 30,10 20,20 23,60 10.60 4,80 1,50 2,40 6,80
Небит-Дагское 85,70 4,00 3,50 2,00 1,40 2,09 0,01 1,30

Рис. 5.4. Принципиальная схема установки осушки природного газа гликолями: I - сырой газ; II - осушенный газ; III - насыщенный гликоль; IV - регенерированный гликоль; V - конденсат воды; VI - конденсат углеводородов и воды; К-1 - абсорбер; К-2 - десорбер; С-1 и С-2 - сепа-раторы-каплеотбойники; Е - емкость-сборник конденсата

Осушка горючих га­зов. В газовой промыш­ленности для осушки при­родных газов наиболее широко используют аб­сорбционный процесс с применением преимуще­ственно в качестве абсор­бента высококонцентри­рованных растворов гли-колей - диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленглико-ля (ТЭГ). В последнее вре­мя применяют также про-пиленгликоль (ПГ). По таким показателям, как летучесть, следовательно, и расход абсорбента, осу­шительная способность, склонность к пенообразо-ванию, устойчивость к окислению и термическому разложению, коррозионная активность и некоторым другим, ДЭГ и ТЭГ более предпочтительны и потому находят в абсорбционных процессах осушки газов преимуществен­ное применение по сравнению с моноэтиленгликолем. Процесс осуш­ки газов включает 2 стадии: абсорбцию и десорбцию влаги и осуще­ствляется соответственно в двух аппаратах колонного типа с тарел­ками (или насадками) - абсорбере и десорбере. Абсорбция проводит­ся при температуре около 20°С и повышенном давлении - 2 - 6 МПа, а десорбция - при пониженном давлении и повышенной температу­ре 160-190°С. Принципиальная схема установки осушки газов гли-колями представлена на рис. 5.4.

Очистка горючих газов от сероводорода и диоксида углерода. Д ля очистки горючих газов от кислых компонентов или одного из них промышленное применение в настоящее время нашли следующие основные процессы:

- абсорбционные, основанные на использовании жидких погло­тителей - физических или химических абсорбентов или их смесей (комбинированных абсорбентов);


- адсорбционные, с использованием твердых поглотителей (ак­тивированных углей, природных или синтетических цеолитов и др.);

- окислительные, основанные на химическом превращении сер­нистых соединений (сероводорода и меркаптанов) в элементарную серу (Джиаммарко-Ветрокок, Стретфорд процессы) или комбиниро­ванном использовании процессов щелочной очистки газов и катали­тической окислительной регенерации щелочного раствора (типа Мерокс процесса).

В физических абсорбционных процессах в качестве абсорбентов применяют диметиловый эфир полиэтиленгликоля (селексол-про-цесс), N-метилпирролидон, пропиленкарбонат (флюор-процесс) три-бутилфосфат, ацетон, метанол и др. В качестве химических абсор­бентов (хемосорбентов) широко используют амины, щелочь, амми­ак, карбонат калия и др. Из комбинированных абсорбционных про­цессов, использующих в качестве поглотителя смесь физических и химических поглотителей, наиболее широкое практическое распро­странение получил процесс «Сульфинол» с использованием суль-фолана и диизопропаноламина. В отечественной газовой промыш­ленности и нефтепереработке преобладающее применение полу­чили процессы этаноламиновой очистки горючих газов. Из аминов преобладающее применение нашли в нашей стране моноэтанола-мин (МЭА), за рубежом - диэтаноламин (ДЭА). Среди аминов МЭА наиболее дешевый и имеет такие преимущества, как высокая реак­ционная способность, стабильность, высокая поглотительная ем­кость, легкость регенерации. Однако ДЭА превосходит МЭА по таким показателям, как избирательность, упругость паров, потери от уноса и химических необратимых взаимодействий, энергоем­кость стадии регенерации и некоторым другим.

Процесс моноэтаноламиновой очистки газов от H2S и С02 осно­ван на хемосорбционном их взаимодействии с образованием легко разлагаемых при нагревании солей:

2RNH2+H2S^ (RNH3)2S; (RNH3)2S+H2S^ 2RNH3HS; 2RNH2+C02+H20^ (RNH3)2C02; (RNH3)2C03+C02+H20^ 2RNH3HC03,

где R - группа 0Н-СН2-СН2-.


Согласно принципу Ле-Шателье, понижение температуры и по­вышение давления способствуют протеканию реакций в прямом на­правлении, а повышение температуры и понижение давления — в обратном направлении. Это положение является определяющим при выборе режимов очистки газа и регенерации насыщенного абсорбен­та. Обычно стадию абсорбции кислых газов проводят при давлении около 1,5 МПа и температуре 25 - 40°С, а регенерацию - при темпе­ратуре = 130°С и давлении 0,15 - 0,2 МПа. Концентрация МЭА со­ставляет 15-20 %.

Рис. 5.5. Принципиальная схема установки этаноламиновой очистки горючих газов: I -сырьевой газ; II - очищенный газ; III -насыщенный раствор амина; IV - ре­генерированный раствор; V - кислые газы; VI - водный конденсат; К-1 - абсорбер; К-2 -десорбер; С-1 - каплеотбойник; С-2 - сепаратор

Этаноламиновая очис­тка горючих газов ведется на установках (рис. 5.5), состоящих из абсорбера и десорбера колонного типа (оборудованного соответ­ственно =20 и 15 тарелка­ми) и вспомогательного оборудования. В низ аб­сорбера К-1 поступает ис­ходный газ, противотоком контактирует с нисходя­щим потоком раствора МЭА. С верха К-1 через каплеотбойник уходит очищенный газ, а снизу -насыщенный раствор МЭА, который нагревает­ся в теплообменнике (и пароподогревателе при необходимости) до температуры 80 - 90°С и поступает в верхнюю часть десорбера К-2. Из К-2 сверху уходят H2S и С02, снизу - ре-генирированный раствор МЭА. Часть этого раствора подогрева­ется в паровом кипятильнике и возвращается в десорбер для под­вода тепла, а остальное количество охлаждается в теплообменни­ке и холодильнике и подается на верх абсорбера. На верх десор­бера подается водный конденсат из сепаратора С-2, выводимый с верха К-2 вместе с кислыми газами после конденсации в конден­саторе-холодильнике.


7 — 1908






Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

vikidalka.ru - 2015-2024 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных