Блок обессоливания нефти


Блок-модуль обессоливания нефти | Научно-производственное предприятие "ГКС"

Продукция — Блочные установки и технологическое оборудование — Блок-модуль обессоливания нефти

Проблема обеспечения необходимой глубины обессоливания нефти и снижения расхода промывочной пресной воды тесно связана с совершенствованием процесса смешивания пресной воды с нефтяной эмульсией. В качестве показателя идеального смешивания принимается степень выравнивания концентрации солей в каплях эмульгированной воды, участвующих в процессе. Сохранение большого числа капель пресной воды в потоке обработанной нефтяной эмульсии после смешения объяснялось низкой эффективностью процесса смешения. Для устранения этого явления применяются специальные гидравлические устройства, увеличивающие интенсивность и длительность процесса смешивания пресной воды с исходной нефтяной эмульсией, а также используется метод ступенчатого смешивания и расслоения сырой нефти с пресной водой.

При правильной постановке этой проблемы на установках обессоливания применяются недостаточно эффективные устройства, например, смесительные клапаны со встроенными завихрителями, центробежные циркуляционные насосы. Следствием этого является то, что не обеспечивается достаточная степень захвата солёных капель пластовой воды глобулами пресной воды, соответствие их размеров и соотношение количества капель в начале процесса. Кроме этого степень захвата глобул пластовой воды зависит также от состояния бронирующих оболочек на их поверхности и оказывается довольно высокой, когда бронирующие оболочки разрушены.

Решение поставленной задачи нами было разделено на два этапа. Первый – обеспечить соответствие усреднённого размера капель пресной воды глобулам минерализованной пластовой воды с помощью диспергатора специальной конструкции, второй этап – обеспечить максимально эффективное перемешивание полученных капель пресной воды с входящим потоком нефтяной эмульсии смесителем специальной конструкции.

 

Пример линейной компоновки узла диспергирования пресной воды и смесителя с потоком нефтяной эмульсии

Для эффективного отстаивания водонефтяной эмульсии предварительно обработанной в приведённых устройствах применяются горизонтальные напорные отстойники нефти объёмом до V=200 м3, которые обеспечивают достаточное время пребывания обработанного нефтяного потока в аппаратах: не менее 120 минут при рабочей температуре не менее плюс 70°С.

Отстойники оснащаются внутренними полочными устройствами для обеспечения тонкослойного отстаивания микроглобул пластовой воды в обработанной нефти.  

Основные технические показатели блока-модуля обессоливания нефти V=200м3

Плотность, кг/нм3Вязкость, сСт при температуре, °СТемпература застывания, °ССодержание в нефти, % масс.
2050асфальтенысмолыпарафинысеры
9109520+162435
Обводненность,% объёмн.Содержание солей, миллиграмм/дм3Температура процесса, °СРасход, м3/часДавление, кг/см
ВходВыходВходВыходНефтиПресной водыНефтиПресной воды
10,330070    +651002240

www.nppgks.com

Теоретические основы обессоливания, обезвоживания нефтей и борьбы с коррозией.

 

Добытая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей - частицы песка, глины, кристаллы солей и воду.

Наличие солей и механических примесей вызывает эрозию и засорение труб печей и теплообменников, понижает коэффициент теплопередачи и повышает зольность мазутов и гудронов. Наличие воды приводит к резкому снижению производительности установки, повышенным расходам топлива и воды вначале для ее испарения и в дальнейшем для ее конденсации. При этом ухудшается четкость ректификации. Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно. Хлористый натрий почти не подвергается гидролизу. Хлористый магний подвергается гидролизу с образованием соляной кислоты (HCl), причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Коррозия аппаратуры, в первую очередь бензиновых конденсаторов и холодильников, усиливается при переработке сернистых нефти. Вначале в присутствии влаги образуется сернистое железо в виде защитной пленки:

 

Fe + h3S = FeS + h3.

 

При наличии соляной кислоты пленка превращается в хлорное железо, которое растворяется в воде (FeS + 2HCl = FeCl2 + h3S), оголяя свежий слой железа, вступающего в реакцию с сероводородом и т.д.

Как видим, переработка таких нефти совершенно недопустима. Необходимо нефти подготавливать к переработке не только на нефтепромыслах или головных станциях нефтепроводов, но и на нефтеперерабатывающих заводах. Нефть, поступающая на первичную переработку, не должна содержать солей более 2-5 мг/л, воды более 0,1-0,2 % при отсутствии механических примесей.

Вода и нефть часто образуют трудноразделимую нефтяную эмульсию. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью. С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления в нефть вводят деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют при термохимическом, и при электрохимическом обезвоживании нефти. Разрушая поверхностную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию (коалесценции) капелек воды в более крупные капельки, которые при отстое эмульсии отделяются быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80-120 оС), так как при этом размягчается адсорбционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т.е. улучшаются условия для слияния и оседания капель.

Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно, начинают передвигаться внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов капля претерпевает новое изменение формы, вытягиваясь острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения конфигурации капли претерпевают столь часто, сколь велика частота электрического поля. Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремясь передвигаться в электрическом поле по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом и при достаточно высоком потенциале заряда наступает пробой оболочки диэлектрика, в результате чего мелкие капли воды укрупняются, что и облегчает их осаждение в электродегидраторе. Во избежание испарения воды, а также в целях снижения газообразования электродегидраторы - аппараты, в которых производится электрическое обезвоживание и обессоливание нефти - работают при повышенном давлении.

В целях предотвращения соляно-кислой коррозии в нефть подается водный раствор каустической (NaOH), в результате чего растворенные в нефти хлориды кальция и магния - переходят в термически устойчивые хлориды натрия, что способствует уменьшению коррозии аппаратуры и трубопроводов

 

MgCl2 + 2NaOH = Mg(OH)2 + 2NaCl

CaCl2 + 2Na2CO3 = CaCO3 + 2NaCl

 

Для удаления сероводорода из фракции нк.-62 оС, её защелачивают. Удаление сероводорода из фракций осуществляется по следующим реакциям:

 

2NaOH + h3S = Na2S + 2h3O

NaOH + h3S = NaHS + h3O

Na2S + h3S = 2NaHS

 

В присутствии избытка щелочи образуется сульфид натрия (Na2S), при недостатке гидросульфид натрия (NaHS). При выщелачивании бензинов каустической содой (Na2OH) содержащиеся в них меркаптаны частично реагируют по схеме:

 

RSH + NaOH = RSNa + h3O

 

Высокомолекулярные меркаптаны извлекаются при выщелачивании бензиновых фракций значительно труднее, чем низкомолекулярные. Для защиты конденсационно-холодильной аппаратуры от сероводородной коррозии в шлемовую линию атмосферной колонны подается раствор аммиачной воды

 

Nh5OH + HCl = Nh5Cl + h3O

2Nh5OH + h3S = (Nh5)2S + 2h3O

 

вместо раствора аммиачной воды в шлем К-1 подается ингибитор коррозии

Додиген и нейтрализатор коррозии Додикор.

(С целью повышения эффективности противокоррозионной защиты, обеспечения надежной эксплуатации и увеличения срока службы технологического оборудования схемой предусмотрена подача ингибитора коррозии Додиген 481 и нейтрализующего амина Додикора 1830 (вместо аммиака).)

 

 

Описание установки.

Установка АВТ-11 состоит из следующих блоков и узлов:

- блок ЭЛОУ,

- блок атмосферной перегонки,

- блок вторичной перегонки бензина,

- блок вакуумной перегонки,

- блок приготовления щелочного раствора,

- блок приготовления депрессорной присадки,

- узел подачи газообразного топлива,

- блок утилизации тепла.

 

Ниже мы подробно рассмотрим некоторые из блоков этой установки.

 

 

Блок ЭЛОУ.

 

 

 

Нефть из резервуаров товарно-сырьевой базы (ТСБ) поступает на прием сырьевых насосов и двумя параллельными потоками прокачивается через теплообменники, где нагревается до температуры не более 120 оС за счет регенерации тепла отходящих фракций и циркуляционных орошений.

Первый поток нефти проходит трубное пространство теплообменника, где нагревается за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны К-2, затем межтрубное пространство теплообменника, в котором нагревается за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны, и поступает в общий коллектор перед первой ступенью ЭЛОУ.

Второй поток нефти проходит трубное пространство другого теплообменника, где нагрев идёт за счет тепла верхнего циркуляционного орошения колонны К-10, затем трубное пространство теплообменника Т2/2, в котором нагревается за счет тепла гудрона, и поступает в общий коллектор перед первой ступенью ЭЛОУ.

Расход нефти по потокам регулируется приборами с коррекцией по уровню эвапоратора К-1, клапаны которых установлены на каждой линии потока нефти перед теплообменниками. Температура нефти каждого потока перед теплообменниками также регистрируется приборами. При работе установки без вакуумного блока во всех трёх теплообменниках предусмотрен нагрев нефти мазутом.

Деэмульгатор из бочки пневматическим химическим насосом подается на прием сырьевых насосов.

Оба потока нефти для выравнивания температуры перед электродегидраторами объединяются в общем коллекторе, в который насосом из спец. емкости вводится вода от электродегидраторов второй ступени. Далее нефть поступает параллельно на все четыре электродегидратора первой ступени. На линии подачи нефти на первую ступень обессоливания после подачи воды имеются смесительные клапаны для перемешивания нефти с водой. Интенсивность перемешивания регулируется перепадом давления на клапанах. Для равномерного распределения нефти в электродегидраторах первой ступени установлена специальная арматура на каждом потоке.

Эмульсионная нефть поступает в электродегидраторы через коллектор, расположенный в нижней части аппарата, по всей его длине. Конструкция коллектора обеспечивает равномерный восходящий поток смеси по всему электродегидратору. Нефть проходит поле высокого напряжения, в результате чего отделяется от содержащейся в ней воды. Затем через зону между верхним электродом и расположенным вверху аппарата по всей его длине коллектором сбора обессоленная нефть выводится из аппарата.

Отделившаяся из нефти вода оседает вниз электродегидраторов. Дренажная вода из электродегидраторов первой ступени поступает в спец. емкость.

Собирающаяся с верха этой емкости нефть направляется на прием насосов. С низа этой емкости дренажная вода после захолаживания в аппарате воздушного охлаждения выводится с установки.

Уровень нефти в емкости регулируется прибором (уровень раздела фаз), клапан которого установлен на линии вывода нефти из этой емкости на прием насосов. Давление в емкости в ней регулируется прибором, клапан которого установлен на линии дренажной воды из емкости.

Частично обессоленная и обезвоженная нефть из верхней части каждого электродегидратора первой ступени обессоливания Э-1/1, Э-2/1, Э-3/1, Э-4/1 поступает в соответствующий электродегидратор второй ступени Э-1/2, Э-2/2, Э-3/2, Э-4/2.

Для промывки нефти во второй ступени используется вода, дренируемая с емкостей Е-1, Е-3, Е-6 и оборотная вода из заводской линии, которые направляется в промежуточную емкость, сюда же подается насосом конденсат из барометрического ящика.

Для нейтрализации органических кислот, находящихся в нефти, используется раствор щелочи, который из емкости Е-9 насосом подается на прием насоса. Предусмотрена также подача раствора щелочи на прием сырьевого насоса.

Промывная вода из емкости Е-20 насосом подается на вторую ступень обессоливания раздельно в каждый из четырех электродегидраторов.

На каждом потоке нефти после подачи воды, как и в первой ступени, имеются смесительные клапаны для перемешивания нефти с водой. Интенсивность перемешивания регулируется перепадом давления на клапанах.

Постоянство уровня в электродегидраторах второй ступени обессоливания поддерживается регуляторами раздела фаз, клапаны которых установлены на линии вывода дренажной воды из каждого электродегидратора второй ступени. Давление в емкости регистрируется спец. прибором.

После электродегидраторов второй ступени обессоливания нефть собирается в общем коллекторе и поступает на блок атмосферной перегонки.

Для предотвращения коррозии оборудования и аппаратуры в схеме предусмотрена подача щелочи (NаОН) взамен соды (Nа2СО3) в линию нефти, поступающей на блок атмосферной перегонки.

В электродегидраторах имеется сигнализация и блокировка верхнего уровня нефти, связанная с подачей напряжения на электроды. При образовании в верхней части электродегидраторов газовых пробок автоматически снимается напряжение на электроды.

На каждом электродегидраторе установлены предохранительные клапаны, которые при превышении давления в аппарате сбрасывают нефть в эвапоратор К-1.

 

Блок атмосферной перегонки.

 

 

 

Обессоленная и обезвоженная нефть после блока ЭЛОУ прокачивается двумя потоками через теплообменники, где нагревается до 210 оС за счет регенерации тепла отходящих фракций и циркуляционных орошений.

Первый поток обессоленной нефти проходит последовательно трубное пространство трёх теплообменников и далее в межтрубное пространство др. теплообменников. Нагрев нефти в одном теплообменнике осуществляется за счет тепла II погона, в др. 2–Х. теплообменниках за счет тепла нижнего циркуляционного орошения колонны К-2 и в третьих теплообменниках за счет тепла гудрона.

Второй поток обессоленной нефти проходит последовательно трубное пространство теплообменников Т-4/1,Т-4/2 и далее в межтрубное пространство теплообменников Т-6, Т-10/1, Т-10/2. Нагрев нефти осуществляется в теплообменниках Т-4/1,Т-4/2 за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны К-2, в теплообменниках Т-6,Т-10/1 за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны К-10 и в теплообменнике Т-10/2 за счет тепла III погона.

Расход второго потока обессоленной нефти с коррекцией по давлению на блоке ЭЛОУ регулируется прибором, клапан которого установлен на линии второго потока нефти перед теплообменником.

При работе установки без вакуумного блока в теплообменниках предусмотрен нагрев нефти мазутом.

Обессоленная и обезвоженная нефть после теплообменников поступает двумя потоками на 19 тарелку эвапоратора К-1 по двум тангенциальным вводам.

В низ эвапоратора К-1 подается перегретый водяной пар. Расход перегретого водяного пара в эвапоратор К-1 регулируется прибором, клапан которого установлен на линии подачи пара в эвапоратор К-1.

Перегрев водяного пара после блока утилизации тепла осуществляется в пароперегревателях печей. Перегретый водяной пар после пароперегревателей печей поступает в общий коллектор, из которого направляется в колонны К-1, К-2, К-3 и в стриппинги К-6, К-7, К-9, а из пароперегревателя печи - в колонну К-10 и в стриппинги К-11, К-12, К-13. Предусмотрен подвод водяного пара из заводской сети к пароперегревателям печей.

Давление острого пара на установку регулируется прибором, клапан которого установлен на линии подачи острого пара на установку.

С верха эвапоратора К-1 газы, пары бензина и воды проходят через включенные параллельно аппараты воздушного охлаждения и конденсат стекает в емкость, в которой происходит отделение бензина эвапоратора от воды. Отстоявшаяся вода из емкости сбрасывается.

Часть бензина из этой емкости подается насосом в эвапоратор К-1 в качестве орошения, а балансовый избыток перетекает с верха емкости и направляется совместно с бензином колонны К-2 через водяной холодильник в емкость, в которой происходит отделение бензина от газа и воды.

В схеме предусмотрено орошение эвапоратора К-1 нефтью, которая после электродегидраторов второй ступени обессоливания подается на 5 тарелку эвапоратора К-1.

Давление верха эвапоратора К-1 регистрируется прибором. Тепловой режим низа эвапоратора К-1 поддерживается "горячей струей", для чего часть отбензиненной нефти с низа эвапоратора К-1 насосом прокачивается четырьмя параллельными потоками через змеевики печи.

Жидкое топливо на установку поступает из заводской сети. Давление в линии жидкого топлива в печи из заводской сети регулируется прибором, клапан которого установлен на линии возврата жидкого топлива в заводскую сеть.

Давление жидкого топлива в печь с коррекцией по температуре низа эвапоратора К-1 и давление пара в эту печь с коррекцией по соотношению пар: жидкое топливо регулируются спец. приборами (клапанами этих приборов).

Все потоки объединяются на выходе из печи и поступают в низ эвапоратора К-1.

С низа эвапоратора К-1 отбензиненная нефть забирается насосами и восемью параллельными потоками прокачивается через змеевики печей, где нагревается не более 370 оС и подается двумя потоками на 46 тарелку колонны К-2 по двум тангенциальным вводам.

Общий расход, давление отбензиненной нефти и количество отбензиненной нефти на входе в змеевики печей регулируются приборами.

В целях наиболее полного извлечения светлых нефтепродуктов из мазута в нижнюю часть колонны К-2 подается перегретый водяной пар.

С верха колонны К-2 пары бензина и водяные пары проходят через включенные параллельно аппараты воздушного охлаждения и конденсат стекает в емкость.

С целью повышения эффективности противокоррозионной защиты, обеспечения надежной эксплуатации и увеличения срока службы технологического оборудования схемой предусмотрена подача ингибитора коррозии Додиген 481 и нейтрализующего амина Додикора 1830 (вместо аммиака).

Из бочек насосом НД-70 ингибитор коррозии Додиген 481 нейтрализующий амин Додикор 1830 закачиваются в промежуточные емкости.

Ингибитор коррозии Додиген 481 подается из промежуточной емкости пневматическими, дозирующими насосами в шлемовые линии колонн К-1, К-2. Нейтрализующий амин Додикор 1830 подается из промежуточной емкости пневматическим, дозирующим насосом в шлемовую линию колонны К-2 по линии подачи аммиачной воды. Ингибитор коррозии Додиген 481 и нейтрализующий амин Додикор 1830 подаются в систему в виде 1%-ого раствора в бензине. В качестве растворителя используется бензин колонны К-2, который насосом подается в линии подачи реагентов.

В спец. емкости происходит отделение бензина от воды.

Бензин из этой емкости забирается насосом и часть его подается через аппараты воздушного охлаждения наверх колонны К-2 в качестве острого орошения, а балансовый избыток совместно с бензином эвапоратора К-1 через водяной холодильник выводится.

Предусмотрено получение фракций нк. - 180 оС с верха колонны К-2, балансовый избыток которой из емкости насосом через аппарат воздушного охлаждения и водяной холодильник выводится с установки.

С низа колонны К-8 при избыточном давлении до 12 кгс/см2 стабильный бензин направляется на блок вторичной перегонки или через аппарат воздушного охлаждения, водяной холодильник выводится с установки.

Избыточное тепло колонны К-2 снимается тремя циркуляционными орошениями.

Флегма первого (верхнего) циркуляционного орошения, забирается с 15 тарелки колонны К-2 насосом и подается в аппараты воздушного охлаждения. На выходе из аппаратов воздушного охлаждения потоки флегмы объединяются и с температурой 65-70 оС возвращаются на 14-ю тарелку колонны К-2.

Флегма второго (среднего), циркуляционного орошения, забирается с 25 тарелки колонны К-2 насосом, прокачивается через теплообменники, где отдает свое тепло обессоленной нефти. Затем поступает в теплообменник, где отдает свое тепло сырой нефти, и возвращается на 24 тарелку колонны К-2.

Флегма третьего (нижнего) циркуляционного орошения, забирается с 35 тарелки колонны К-2 насосом, прокачивается через теплообменники, где отдает свое тепло обессоленной нефти. Затем поступает в теплообменник, где отдает свое тепло теплофикационной воде и возвращается под 34 тарелку колонны К-2.

Из колонны К-2 в виде бокового погона фракция 120-180 оС с 10 и 12 тарелок отводится на верхнюю тарелку отпарной колонны К-6.

В низ отпарной колонны (стриппинг) К-6 подается перегретый водяной пар.

Фракция 120-180 оС с низа стриппинга К-6 забирается насосом, прокачивается через аппарат воздушного охлаждения, доохлаждается водой в холодильнике и выводится с установки.

С 20,22 тарелок колонны К-2 выводится фракция керосиновая на верхнюю тарелку отпарной колонны (стриппинга) К-7.

В низ стриппинга К-7 подается перегретый водяной пар.

Отпаренные фракции из стриппинга К-7 возвращаются на 20 тарелку колонны К-2.

Фракция керосиновая с низа стриппинга К-7 забирается насосом, прокачивается аппарат воздушного охлаждения Т-33, доохлаждается водой в холодильнике Т-29 и направляется в электроразделители, которые работают как отстойники.

С 30,32 тарелок колонны К-2 выводится фракция 240-290оС на верхнюю тарелку отпарной колонны (стриппинга) К-9.

В низ стриппинга К-9 подается перегретый водяной пар. Отпаренная фракция из стриппинга К-9 возвращаются на 29 тарелку колонны К-2.

Фракция 240-290 оС с низа стриппинга К-9 забирается насосом, прокачивается через теплообменники, для нагрева бензиновой фракции (нк.-140 оС) перед стабилизационной колонной К-8, аппарат воздушного охлаждения и направляется в общую линию вывода дизельного топлива с установки.

С 41 тарелки колонны К-2 насосом откачивается фракция 290-350 оС, которая как теплоноситель проходит через рибойлер, затем направляется в включенные параллельно теплообменники и далее через аппарат воздушного охлаждения и теплообменник для нагрева теплофикационной воды направляется в общую линию вывода дизельного топлива с установки.

 

Предусмотрена подача депрессорной присадки в поток прямогонного дизельного топлива, направляемого с установки в ПТП. Подача раствора присадки в поток может осуществляться насосом или самотеком по линии выкида в линию прямогонного дизельного топлива с установки АВТ-11 в ПТП.

 

Предусмотрена также работа колонн К-2 с выводом погонов по схеме:

- фракция керосиновая с 10, 12 тарелок колонны К-2 перетекает на верхнюю тарелку стриппинга К-6. Отпаренные фракции из стриппинга К-6 возвращаются на 10 тарелку колонны К-2. Фракция керосиновая с низа стриппинга К-6 насосом прокачивается через аппарат воздушного охлаждения, холодильник, электроразделители и далее выводится с установки;

- фракция 240-290 оС с 20, 22 тарелок колонны К-2 перетекает на верхнюю тарелку стриппинга К-7. Отпаренные фракции из стриппинга К-7 возвращаются на 20 тарелку колонны К-2.

С низа стриппинга К-7 насосом фракция 240-290 оС прокачиваются через теплообменники, аппарат воздушного охлаждения и далее направляется в общую линию вывода дизельного топлива с установки.

- фракция 290-350 оС с 30, 32 тарелок колонны К-2 откачивается насосом через рибойлер, включенные параллельно теплообменники, затем через аппарат воздушного охлаждения и теплообменник для нагрева теплофикационной воды направляется в общую линию вывода дизельного топлива с установки.

Мазут с низа колонны К-2 забирается насосом и откачивается на вакуумный блок установки.

 

Блок вакуумной перегонки.

 

 

Мазут с низа колонны К-2 забирается насосом и шестью потоками подается в змеевики печи, после нагревания не более 405 оС поступает в вакуумную колонну К-10.

Для снижения разложения мазута при нагревании до высокой температуры, уменьшения коксования печных труб и увеличения доли отгона на входе в колонну К-10 в змеевики каждого потока через печь подается перегретый водяной пар.

В нижнюю часть вакуумной колонны К-10 подается перегретый водяной пар.

На верху колонны К-10 поддерживается остаточное давление не более 60 мм. рт. ст.

Смесь нефтяных и водяных паров, газы разложения вакуумной колонны К-10 поступают в поверхностные конденсаторы, где пары конденсируются, а газы отсасываются трехступенчатым пароэжекторным вакуумным насосом.

Пары и газы после каждого эжектора поступают в промежуточные конденсаторы водяного пара. Образующийся конденсат стекает в барометрический ящик. Несконденсировавшиеся газы разложения с третьей ступени эжекторов отводится в отделитель под уровень воды и нефтепродукта, для создания гидравлического затвора с целью предотвращения засасывания воздуха в вакуумную систему. Газ из отделителя направляется к форсункам печей, где используется как топливо или в атмосферу.

Конденсат из поверхностных конденсаторов стекает в емкость, а из нее в барометрический ящик. Концы труб с поверхностных и промежуточных конденсаторов, емкости и отделителя должны быть выведены в барометрический ящик под уровень воды и нефтепродукта.

С 4 тарелки колонны К-10 насосом забирается флегма первого (верхнего) циркуляционного орошения, прокачивается через теплообменник сырой нефти, аппарат воздушного охлаждения и с температурой 50 оС направляется на 1 тарелку колонны К-10.

Балансовый избыток первого (верхнего) циркуляционного орошения после аппарата воздушного охлаждения направляется в колонну К-2 или совместно с фракцией 290-350 оС направляется в общую линию вывода дизельного топлива с установки.

С 7 тарелки колонны К-10 насосоми забирается флегма второго (среднего) циркуляционного орошения, прокачивается через теплообменники, где отдает свое тепло обессоленной нефти. Затем теплообменник, где отдает свое тепло сырой, аппарат воздушного охлаждения и с температурой 170 оС направляется на 5 тарелку колонны К-10.

С 8 тарелки колонны К-10 выводится в отпарную колонну К-12 (стриппинг) I погон.

В низ отпарной колонны К-12 подается перегретый водяной пар.

Отпаренные фракции из стриппинга К-12 возвращаются на 7 тарелку колонны К-10.

I погон с низа стриппинга К-12 забирается насосом, прокачивается через теплообменник, холодильник, аппарат воздушного охлаждения и выводится с установки. С 10, 12 тарелок колонны К-10 выводится в отпарную колонну (стриппинг) К-11 II погон. В низ отпарной колонны К-11 подается перегретый водяной пар. Отпаренные фракции из стриппинга К-11 возвращаются на 9 тарелку колонны К-10.

II погон с низа стриппинга К-11 забирается насосом, прокачивается через теплообменник обессоленной нефти, аппарат воздушного охлаждения и выводится с установки.

С 14, 16 тарелок колонны К-10 выводится в отпарную колонну (стриппинг) К-13 III погон. В низ отпарной колонны К-13 подается перегретый водяной пар.

Отпаренные фракции из стриппинга К-13 возвращаются на 13 тарелку колонны К-10.

III погон с низа стриппинга К-13 забирается насосом, прокачивается через теплообменник обессоленной нефти, теплообменник теплофикационной воды, аппарат воздушного охлаждения и выводится с установки.

Предусмотрена возможность возврата III погона после теплообменника в колонну К-10 в качестве третьего (нижнего) циркуляционного орошения колонны К-10. С 19 аккумуляторной тарелки колонны К-10 затемненный продукт насосом откачивается с установки или в жидкое топливо или в колонну К-2.

С низа колонны К-10 гудрон забирается насосом, прокачивается через теплообменники обессоленной нефти и теплообменник сырой нефти, параллельно включенные аппараты воздушного охлаждения и далее выводится с установки. Часть гудрона после теплообменников возвращается в низ колонны К-10 для поддержания требуемой температуры низа колонны.

 

 

cyberpedia.su

Установка ЭЛОУ. Методы обессоливания нефти

Похожие главы из других работ:

Анализ системы теплообмена на примере установки ЭЛОУ-АТ-6

3.1 Описание схемы теплообмена и общая характеристика установки ЭЛОУ-АТ-6 Киришского НПЗ

Установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-6 предназначена для разделения нефти на фракции [5]...

Анализ системы теплообмена на примере установки ЭЛОУ-АТ-6

3.3 Создание технологической схемы существующей системы теплообмена установки ЭЛОУ-АТ-6

Основной целью дипломной работы является синтез новой более выгодной системы теплообмена в сравнении с существующей схемой теплообмена. Но для создания новой системы требуется смоделировать существующую систему...

Анализ системы теплообмена на примере установки ЭЛОУ-АТ-6

3.4 Оценка возможности повышения эффективности системы теплообмена установки ЭЛОУ-АТ-6

В качестве метода для проведения анализа текущей системы теплообмена был выбран Пинч-метод...

Анализ системы теплообмена установок перегонки нефти

3.1 Описание схемы установки ЭЛОУ-АВТ-6 Киришского НПЗ [9]

Сырая нефть прокачивается тремя параллельными потоками через теплообменники, где нагревается до температуры не более 160оС. Первый поток сырая нефть прокачивается последовательно по трубному пространству теплообменников Т-1/1, Т-1/2, Т-16/1...

Анализ системы теплообмена установок перегонки нефти

4.1 Оптимизация схемы подогрева нефти на установке ЭЛОУ - АВТ - 6 Киришского НПЗ

Оптимизацию можно проводить несколькими методами, которые можно условно разделить на две группы. Одна предполагает полную реконструкцию установки, с демонтажом старого и монтажом нового оборудования...

Вакуумная перегонка мазута. Технологическая схема типовой установки АВТ, получаемые продукты и их применение

2. Блок атмосферной перегонки нефти установки ЭЛОУ - АВТ - 6

При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом ее фракционным составом и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций...

Вакуумная перегонка мазута. Технологическая схема типовой установки АВТ, получаемые продукты и их применение

3. Блок вакуумной перегонки мазута установки ЭЛОУ - АВТ - 6

Основное назначение установки (блока) вакуумной перегонки мазута топливного профиля - получение вакуумного газойля широкого фракционного состава (350 - 500 °С), используемого как сырье установок каталитического крекинга...

Вакуумная перегонка мазута. Технологическая схема типовой установки АВТ, получаемые продукты и их применение

4. Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ - АВТ - 6

Во фракциях легкого и тяжелого бензинов, отбираемых с верха соответственно отбензинивающей и атмосферной колонн (см. рис. 1), содержатся растворенные углеводородные газы (С1 -С4)...

Варианты переработки нефти

5.1 Расчет материального баланса установки ЭЛОУ - АВТ

В результате процессов, протекающих на установке ЭЛОУ-АВТ, получаются следующие фракции: 1) газы до C5 - сырье для газофракционирования предельных углеводородов; 2) фракция н.к.- 62°С...

Проект установки ЭЛОУ-АВТ

6.1 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС БЛОКА ЭЛОУ, БЛОКА АВТ И АТМОСФЕРНЫХ КОЛОНН К-1 И К-2

Материальный баланс блока ЭЛОУ, АВТ и колонн К-1 и К-2 представлен табл. 6.1-6.4. Количество рабочих дней в году принимаем равным 340. Таблица 6.1 Материальный баланс блока ЭЛОУ Статьи баланса % мас. Тыс. т/год Взято: Нефть сырая 101...

Проект цеха электролиза производительностью 315 тыс. т алюминия в год с установкой электролизеров с обожженными анодами на силу тока 315 кА

2.1.4 Установка АПГ

Новые поколения зарубежных электролизёров с ОА, имеющие высокие технико-экономические показатели, характеризуются высоким уровнем автоматизации. Они оборудованы системами автоматического питания глинозёмом (так...

Разработка системы автоматизации технологического процесса на примере установки ЭЛОУ-АВТ

2.3. Установка ЭЛОУ-АВТ-6

Установка ЭЛОУ АВТ-6 проиводительностью 6 млн.т/год осуществляет процессы обезвоживания и обессоливания нефти, ее атмосферно-ваккуумную перегонку и вторичную перегонку бензина. Схема этой установки представлена на рисунке...

Расчет Мамонтовской нефти

3. Технологическая схема АВТ установки ЭЛОУ-АВТ-6

Рис 2.1, 14, 17, 22-25, 31, 36, 39, 40, 42-44, 46, 47, 49 - насосы; 2-7, 9, 10, 45 - теплообменники; 8, 16, 26-30 - колонны; 11, 12, 19, 20, 33, 37 - конденсаторы-холодильники; 13, 18, 21, 38 - емкости; 15, 32, 41 - трубчатые печи; 34 - эжектор; 35, 48...

Расчет Мамонтовской нефти

3.1 Описание технологической схемы АВТ установки ЭЛОУ-АВТ-6

Нефть подается насосом 1 и делится на 2 потока. Первый поток проходит теплообменник 2, в котором нагревается верхним циркуляционным орошением основной атмосферной колонны 16. Затем проходит теплообменник 3...

Расчет основного оборудования для схемы очистки воздуха от аммиака

2. Насосная установка

Для перемещения капельных жидкостей служат насосы. Их разделяют на следующие основные типы: поршневые, центробежные, осевые, ротационные, струйные. Поршневые насосы получили широкое распространение в XIX в...

prod.bobrodobro.ru

Автоматизация процессов обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ

Автоматизация процессов первичной переработки нефти

В этой и следующих главах приведено описание схем автоматизации некоторых основных технологических процессов без учета систем противоаварийной защиты процессов, защиты отдельных видов оборудования и оснащения технологических процессов в соответствии с требованиями действующих технических регламентов, норм и правил. В описании приведены основные типовые контуры регулирования, которые для лицензионных процессов могут быть дополнены контурами, требуемыми Лицензиарами.

 

Автоматизация процессов обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ

Поступающая с промыслов нефть в зависимости от группы содержит хлористые соли (в количестве 100-900 мг/дм3), включая до 10 мг/дм3 хлоридов во фракции, выкипающей до 204 °С, пластовые воды (до 1 %масс.) и механические примеси (до 0,05 %масс.). Данные параметры регламентируется ГОСТ Р 51858- 2002 «Нефть. Общие технические условия».

При этом нефть и вода образуют трудноразделимые эмульсии (в основном эмульсию воды в нефти). Для дальнейшей переработки нефти требуется снизить содержание солей до 0,1 %масс. и менее, а воды — до 3...5 мг/л.

Требования к ограничению содержания солей и воды в нефти обусловлены необходимостью увеличения межремонтного пробега атмосферных и атмосферно-вакуумных установок, уменьшения коррозии оборудования и аппаратуры, а также улучшения качества котельных топлив, коксов и битумов. Кроме того, на установках переработки нефтяных фракций повышенное содержание воды и солей приводит к повышенному расходу топлива и катализаторов.

Большая часть воды в нефти находится в виде эмульсий. На поверхности капелек воды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, водорастворимые органические кислоты и высокодисперсные частицы твердых парафинов. Для разрушения поверхностной адсорбционной пленки, а также для улучшения условий коагуляции в нефть добавляют деэмульгаторы. Для ускорения данный процесс обычно проводят при повышенных температурах (100-120 °С). Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются под действием электрического поля. Таким образом, процессу электрообезвоживания способствуют как деэмульгаторы, так и повышенная температура. Для снижения испарения нефти процесс электрообессоливания проводят при повышенном давлении.

Процесс глубокого обезвоживания и обессоливания осуществляется на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ), которые входят в состав ЭЛОУ-АТ (атмосферно-трубчатой установки) или ЭЛОУ-АВТ (атмосферновакуумной трубчатой установки перегонки нефти).

На практике зачастую применяют двухступенчатые схемы электро-обессоливания с использованием переменного электрического тока с напряжением 22-44 кВ. При этом на I ступени в электродегидраторах удаляется 75-80 %масс. воды и 95-98 %масс. солей, а на II ступени удаляется 60-65 %масс. оставшейся эмульсионной воды и 89-93 %масс. оставшихся солей.

Процесс обессоливания нефти связан с промывкой ее свежей водой, при этом для снижения расхода воды в качестве свежей воды используют обратную (рециркуляционную) воду, конденсат, очищенную воду технологических процессов и дренажную воду. Процессы обезвоживания нефти осуществляются в электродегидраторах I и II ступеней. Для разрушения эмульсии (деэмульгации) в сырую нефть вводят деэмульгатор (20...25 г/т), а для снижения кислотности воды до значений, близких к нейтральным, после теплообменников вводят щелочь.

Электродегидратор представляет собой горизонтальный аппарат для обезвоживания и обессоливания нефти в электрическом поле высокого напряжения (20...44 кВ). Расстояние между двумя горизонтальными электродами, расположенными в средней части по всей длине аппарата, составляет 200...400 мм. Обезвоженная нефть выводится через верхнийколлектор, а выделившаяся из нефти вода — с низа аппарата. Нефть в электродегидраторе движется вверх, проходя через слой воды со скоростью 5...7 м/ч, и далее через зону слабого электрического поля, расположенную между уровнем воды и нижним электродом. Затем нефть поступает в зону сильного электрического поля между двумя электродами, в которой происходит процесс интенсивного обезвоживания, и далее через верхний коллектор отводится в электродегидратор II ступени. Устройство оризонтального электродегидратора представлено на рис. 8.1. Перед электродегидратором второй ступени нефть смешивается с подогретой до 60...70 °С водой и с выхода электродегидратора после дополнительного подогрева поступает в ректификационную колонну атмосферного блока АТ или АВТ.

 

Схема автоматизации вухступенчатой установки ЭЛОУ, выполненная в стандарте ISA 55.1-84 (92), приведена на рис. 8.2. В некоторых контурах в схемах автоматизации технологических процессов (см. последующие главы) обозначения преобразователей опущены.

 

Автоматизация процесса обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ, а также автоматизация других технологических процессов, описываемых в данном пособии, предполагает определение показателей эффективности процесса (ПЭ), цели и критериев управления процессом (ЦУ и КУ соответственно). Ограничения переменных состояния (температуры, давления, уровня и т. п.) обусловлены требованиями пожаровзрывобезопасности процессов, а также требованиями к показателям качества целевого продукта. К ограничениям относят также содержание примесей в сырье и целевом продукте.

Под эффективностью технологического процесса понимают технологическую и экономическую эффективность. Технологическая эффективность подразумевает зависимость между затраченными ресурсами и полученной продукцией и оценивается критериями min затрат на единицу продукции и max полученной продукции при минимуме затраченных ресурсов на ее производство.

Экономическая эффективность процесса означает стоимостную зависимость между расходами на производство и доходами от реализации продукции. Критерием экономической эффективности является получение максимальной (max) прибыли на единицу затрат на производство. Интегральным критерием экономической эффективности может служить себестоимость продукции, учитывающая затраты на единицу продукции.

Для большинства процессов показатель эффективности может быть представлен как состав целевого продукта (например, дистиллята или кубового остатка при ректификации) или содержание выходного компонента (например, выход ацетилена в процессе пиролиза или концентрация извлекаемого компонента в процессе абсорбции), полученные при минимизации затрат на единицу продукции.

Целью управления процессом при этом является поддержание заданного состава или выходного компонента на определенном значении — например, поддержание заданного состава целевого продукта в процессе ректификации или поддержание выхода ацетилена на заданном значении в процессе пиролиза. Для многих процессов целью управления является стабилизация основных регулируемых параметров — температуры, давления, уровня, расхода, концентрации, pH раствора и т. д. Критерии оптимизации процесса имеют минимаксные значения и определяются технологическими или экономическими требованиями. К технологическим критериям управления (КУ) относят min CKO (среднеквадратичного отклонения) или дисперсии регулируемых параметров, максимум быстродействия переходных процессов и т. д. Экономические критерии оптимизации предполагают min себестоимости, min приведенных затрат на единицу продукции, min содержания примесей, max прибыли от реализации продукции и т. п.

Основными технологическими параметрами, подлежащими контролю, регулированию и оптимизации, являются температура, давление, расход промывной воды и ее распределение между различным числом ступеней электрообессоливания, расход деэмульгатора, уровень воды и другие параметры.

Сырая нефть смешивается с циркулирующим солевым раствором и свежей водой и с добавлением деэмульгатора подается насосом Н-1 двумя параллельными потоками через систему теплообменников Т-1 + Т-6, в которых нагревается до температуры 100... 120 °С за счет тепла нефтепродуктов блока АТ. Далее сырая нефть поступает к инжекторному смесителю, где смешивается с раствором щелочи и солевым раствором со II ступени обессоливания. Далее смесь подается в коллектор нижней части горизонтальных электродегидраторов I ступени ЭД-1-нЭД-З, работающих параллельно.

Количество электродегидраторов определяется общим солесодержанием перерабатываемой нефти, производительностью установки и выбранным типоразмером электродегидраторов.

Для определения качества сырой нефти на вводе в установку проводится контроль качества нефти на содержание в ней воды и солей и определение плотности (контуры 1-3).

Распределение на два потока обеспечивается двумя контурами регулирования расхода с коррекцией по уровню в отбензинивающей колонне К-1 (контуры 4 и 5) блока АТ. Осуществляется также контроль температуры нефти после теплообменников на входе и выходе из электродегидраторов ЭД-1-ЭД-3 (контуры 6 и 7).

Для нагрева сырой нефти в теплообменниках Т- 1...Т-4 используется циркуляционное орошение (ЦО) от блока АТ, которое через теплообменники возвращается в колонну АТ. Регулирование температуры на выходе из теплообменников осуществляется изменением расхода клапанами на линиях байпаса (контуры 8 и 9).

Частично обессоленная и обезвоженная нефть из электродегидраторов I ступени поступает в общий коллектор и затем в электродегидраторы II ступени ЭД-4-ЭД-6, работающие параллельно.

Для подавления хлористоводородной коррозии в коллекторы перед электродегидраторами ЭД-1...ЭД-3 и ЭД-4...ЭД-6 подается 1ч-2%-ный раствор щелочи. Расход раствора щелочи, подаваемой на входы электродегидраторов, стабилизируется (контуры 10 и 11).

На прием насосов подачи нефти Н-1 и в смесительные клапаны перед электродегидраторами ЭД-4-ЭД-6 подается свежая вода, расход которой стабилизируется (контуры 12 и 13).

Нефть в электродегидраторы поступает снизу через маточники, создающие равномерный поток нефти снизу вверх в электрическом поле переменного тока и высокого напряжения по всему сечению аппарата. Обезвоженная и обессоленная нефть выводится из электродегидраторов ЭД-4...ЭД-6 и направляется в блок АТ.

Солевой раствор с низа электродегидраторов автоматически сбрасывается: из ЭД-1-ЭД-3 — в емкость-отстойник Е-1, а из ЭД-4-ЭД-6 — в емкость-отстойник Е-2. Уровень раздела фаз в электродегидраторах ЭД-1-ЭД-3 и ЭД-4-ЭД-6 поддерживается изменением расхода выводимого из электродегидраторов солевого раствора (контуры 14 и 15).

Солевой раствор из емкости-отстойника Е-1 охлаждается в воздушном холодильнике Хв-1 и направляется на очистные сооружения завода. Уровень в емкости Е-1 поддерживается изменением расхода солевого раствора, поступающего на очистные сооружения (контур 16). Часть солевого раствора из емкости-отстойника Е-1 возвращается в сырую нефть. Расход солевого раствора поддерживается постоянным (контур 17). Расход солевого раствора, выводимого из отстойника Е-1 в очистные сооружения, контролируется (контур 24).

Температура солевого раствора на выходе из холодильника Хв-1 регулируется изменением частоты вращения электродвигателя вентиляторов воздушных холодильников с помощью преобразователя частоты (контур 18).

Солевой раствор из емкости-отстойника Е-2 насосами Н-2 подается на промывку нефти на входе в каждый электродегидратор I и II ступени. Расход солевого раствора, подаваемого в каждый электродегидратор, стабилизируется (контуры 19 и 20). Вместе с солевым раствором в емкости-отстойники может частично увлекаться эмульсия нефти. По мере накопления отстоявшаяся нефть выводится из емкостей-отстойников через холодильник Х-1 на прием сырьевых насосов Н-1.

Для определения эффективности работы блока обессоливания на выходе с блока ЭЛОУ (контуры 21 и 23) проводится контроль обессоленной и обезвоженной нефти на содержание воды и солей с учетом температуры нефти, выводимой из электродегидратора (контур 22).

В последнее время при строительстве новых и реконструкции действующих производств находят применение и инновационные технологии, позволяющие обрабатывать большие объемы сырья в аппаратах с высокой удельной производительностью и совмещать две ступени обессоливания в одном аппарате. Такая технология разработана компанией Natco Group (США) и называется технологией EDD®(«Технология двойной полярности»®).

Термин «Двойная полярность»® относится к эксклюзивной электростатической системе, разработанной компанией Natco Group, которая вместо традиционной электрической системы с использованием переменного тока использует для более эффективного извлечения воды как поле переменного, так и поле постоянного тока.

Применение электродинамических обессоливателей EDD® позволяет довести удельную производительность электродегидраторов до 3 м3/ч на 1 м-электродегидратора и добиваться требуемого качества обессоленной нефти (не более 2 мг солей/л в одном аппарате).

Совмещение двух ступеней электрообессоливания в одном аппарате позволяет также исключить из схемы насосы рециркуляции промывной воды.

Схема автоматизации блока электрообессоливания с использованием технологии двойной полярности, выполненная упрощенным способом по ГОСТ 21.404-85 и ГОСТ 21.408-93, приведена на рис. 8.3. Средства автоматизации для данной технологической схемы аналогичны средствам автоматизации по рис. 8.2.

Сырая нефть насосами Н-1 подается через теплообменники Т-1 и Т-2, нагреваясь за счет тепла конденсации верхних потоков отбензинивающей колонны К-1 и фракционирующей колонны К-2. Распределение по потокам

осуществляется регулированием расхода с коррекцией по уровню в отбензинивающей колонне К-1 блока АТ (контуры 1 и 2).

Сырая нефть после теплообменников Т-1 и Т-2 нагревается в теплообменнике Т-3 верхним циркуляционным орошением колонны К-1. Температура нагрева нефти поддерживается изменением расхода потока циркуляционного орошения колонны К-1 через соответствующий теплообменник Т-3 с помощью клапана, установленного на байпасе охлаждающего потока (контур 8).

В приемный трубопровод сырьевых насосов Н-1 подается нефтерастворимый деэмульгатор.

На входе в установку производится контроль качества сырой нефти на содержание в ней воды и солей, а также контроль плотности (контуры 5, 6 и 7).

После теплообменника Т-3 нагретая до 115-125 °С нефть разделяется на два параллельных потока и поступает в электродегидраторы ЭД-1 и ЭД-2. Распределение по потокам осуществляется регулированием давления в каждом потоке с помощью регуляторов перепада давления (контуры 9 и 10).

Перед электродегидраторами в каждый поток нефти вводится промывная вода (контуры 11 и 12), а другая часть промывной воды подается непосредственно внутрь электродегидраторов через специально разработанные распределители, расположенные над электродами в верхней части электродегидраторов (контуры 13 и 14).

Нефть в электродегидраторы поступает снизу через маточники, создающие равномерный поток нефти сниз> вверх в низкоградиентном поле переменного тока, где коалесцируется большая часть воды. Эмульсия с мелкими каплями воды поднимается вверх в высокоградиентное поле постоянного тока, которое способствует коалес- цированию и отделению мельчайших капель воды.

Солевой раствор с содержанием нефтепродукта до 500 мг/л выводится из нижней части электродегидраторов ЭД-1 и ЭД-2, охлаждается в воздушных холодильниках Хв-1 и выводится с установки.

Поддержание уровня солевого раствора в электродегидраторах ЭД-1 и ЭД-2 осуществляется изменением расхода выводимого солевого раствора (контуры 15 и 16).

Температура солевого потока на выходе из воздушного холодильника регулируется изменением частоты вращения электродвигателя вентилятора с помощью преобразователя частоты (контур 17).

Для определения эффективности процесса обессоливания и обезвоживания производится контроль качества обессоленной и обезвоженной нефти на выходе электродегидраторов по содержанию в ней воды и солей и определению плотности (контуры 18, 19 и 20).

Таким образом, показателем эффективности процесса является степень обезвоживания и обессоливания сырой нефти. Цель управления установкой ЭЛОУ — поддержание заданного значения содержания в нефти водь и соли. Критерий управления — min среднего квадратичного отклонения (СКО) этих параметров от заданны> значений.

Целью управления установкой ЭЛОУ является поддержание заданного значения содержания в нефти водь и соли, а критерием управления или целевой функцией — минимизация этих параметров.

В качестве примера рассмотрим средства автоматизации двухступенчатой установки ЭЛОУ (рис. 8.2) с ис пользованием применяемых на нефтеперерабатывающих заводах приборов и регуляторов компаний Emerson Siemens и др.

В схеме автоматизации использованы следующие средства автоматизации:

• на полевом уровне — преобразователи расхода 3051 SFC и диафрагмы камерные стандартные ДКС 10—20С компании Emerson; преобразователи избыточного давления 30515 с мембранным разделителем 1199 компаниг Emerson; измерители уровня раздела фаз KSR компании KSR KUEBLER или ID 201 компании AGAR Согр.; термо пары ТХКУ 205 Ехіа НПП компании «Элемер»; анализатор плотности проточного типа MicroMotion 7835 ком пании Emerson; анализатор содержания соли типа 44561 группы компаний РАС; поточный анализатор содержа ния воды типа ВТН-1; пневматические регулирующие клапаны easy-e в комплекте с электроiuiевматически\ позиционером серии DVC6000 компании Emerson; станция распределенного ввода-вывода и управления Simatu ЕТ 200М или Simatic ЕТ2005 компании Siemens;

• на контроллерном уровне — модульный программируемый логический контроллер Simatic 57-300 или Si matic 57-400;

• на диспетчерском уровне — промышленные 19-дюймовые ПК стоечного исполнения Simatic Rack PC (ин терфейсы Ethernet, Profibus DP, PROFINET) c ZCD-монитором серии SCD и SCAD А-система Simatic WinCC V7.0.

В примере автоматизации двухступенчатого блока ЭЛОУ выбраны преобразователи с выходным сигналоь 4...20 мА и исполнительные устройства (регулирующие клапаны с позиционером) с входным сигналом 4...20 мА Сигналы от первичных преобразователей и сигналы на исполнительные устройства обрабатываются станцией распределенного ввода-вывода Simatic ЕТ 200М, связанной по локальной сети PROFINET с модульным ПЛК Si matic 57-300.

Станция ЕТ-200М включает до 8-12 сигнальных, функциональных и коммуникационных модулей ПЛБ 57-300. Интерфейсный модуль IM 153-4 PN10 предназначен для подключения станции ЕТ-200М к сети PROFI NET и имеет встроенный двухканальный коммутатор Industrial Ethernet РВ и два гнезда /(/45 для расширения то пологий сети.

 

 

stydopedia.ru

, -, - , (), () -

> ()

- . , , .

- , , 51858-2002.

- , 3-5 / 0,1-0,3 % . .

- , , . 20-50

- , . 140-160

- , . 1,2-1,8

> ()

- . () - () .

- .

:

- , , ;

- 28-170, ;

- 170-240

- 220-350 ,

- 350-500 ,

- >500 .

:

- ,

-1 . 200-230

-1 .. 220-250

-1 . 240-355

-2 .. 330-350

-2 .. 400-420

-5 .. 345-390

- ,

-1 . 0,3-0,4

-2 . 0,06-0,1

-3, . . 40-60

- - : 9300 . /, --6: 8000 . /.

- 344. [1][2]

(), .

1 - - 1-4

% (), X(0)

/

/

/

/

 

 

 

 

 

-

100,00%

9300000,00

27034,88

1126453,49

312,90

100,00%

9300000,00

27034,88

1126453,49

312,90

0,40%

37200,00

108,14

4505,81

1,25

1,00%

93000,00

270,35

11264,53

3,13

-70

7,70%

716100,00

2081,69

86736,92

24,09

- 110-180

6,49%

603570,00

1754,56

73106,83

20,31

8,50%

790500,00

2297,97

95748,55

26,60

13%

1209000,00

3514,53

146438,95

40,68

11%

1023000,00

2973,84

123909,88

34,42

.

1,70%

158100,00

459,59

19149,71

5,32

29%

2697000,00

7840,12

326671,51

90,74

19,70%

1832100,00

5325,87

221911,34

61,64

0,90%

83700,00

243,31

10138,08

2,82

0,61%

56730,00

164,91

6871,37

1,91

100,00%

9300000,00

27034,88

1126453,49

312,90

2 - - 6

% (), X(0)

/

/

/

/

-

100,00%

8000000,00

23255,81

968992,25

269,16

100,00%

8000000,00

23255,81

968992,25

269,16

0,28%

22400,00

65,12

2713,18

0,75

1,72%

137600,00

400,00

16666,67

4,63

-70

4,40%

352000,00

1023,26

42635,66

11,84

- 110-180

6,83%

546400,00

1588,37

66182,17

18,38

8,82%

705600,00

2051,16

85465,12

23,74

26%

2105600,00

6120,93

255038,76

70,84

51%

4101600,00

11923,26

496802,33

138,00

0,36%

28800,00

83,72

3488,37

0,97

100,00%

8000000,00

23255,81

968992,25

269,16

3 - -4 --6

% (), X(0)

/

/

/

/

-

100,00%

4185300,00

12166,57

506940,41

140,82

100,00%

4185300,00

12166,57

506940,41

140,82

.

2,60%

108817,80

316,33

13180,45

3,66

57%

2381435,70

6922,78

288449,09

80,12

40,10%

1678305,30

4878,79

203283,10

56,47

0,40%

16741,20

48,67

2027,76

0,56

100,00%

4185300,00

12166,57

506940,41

140,82

studwood.ru

Статья - Методы обессоливания нефти и нефтяного

--PAGE_BREAK--3.3. Физико-химические методы.

       К этой группе относится  применение  различного рода регентов-деэмульгаторов,  влияющих  тем или иным путем на защитные пленки эмульсии или на частицы воды. Благоприятное влияние некоторых деэмульгаторов на разложение эмульсий  настолько эффективно, что многие из них находят широкое применение для деэмульгации и обессоливания нефтей в промышленных условиях.

        Такое широкое применение деэмульгаторов  обусловливается целым рядом преимуществ их перед другими методами. Одним из основных преимуществ является простота  применения деэмульгаторов. Для некоторых, особенно эффективных препаратов все необходимое  оборудование установок ограничивается   бачком для хранения и дозировки деэмульгатора и насосом для подкачки его в эмульсию. Наряду с этим достигается хорошее обезвоживание и обессоливание нефти, даже без применения промывки водой.

         Старение нефтяных эмульсий  имеет большое практическое значение  для подготовки нефти и переработке, так как  свежие эмульсии разрушаются значительно легче и при меньших затратах, чем после старения.

       Для снижения или прекращения процесса старения эмульсии, необходимо как можно быстрее смешать свежеполученные эмульсии с эффективным деэмульгатором, если невозможно предупредить их образование, например подачей деэмульгатора  в скважину. Деэмульгатор – вещество с высокой поверхностной активностью, адсорбируясь, на поверхности глобулы воды, он не только способствует разрушению гелеобразного слоя, но и препятствует дальнейшему его упрочнению. Поэтому процесс старения высокодисперсной эмульсии, оставшейся в нефти после обезвоживания в присутствии деэмульгатора, должен значительно замедлиться или полностью прекратиться. Это имеет большое значение для дальнейшего полного удаления солей из нефти. Исходя из многочисленного промышленного опыта, можно заключить, что нефть с небольшим содержанием воды в виде высокодисперсной эмульсии, прошедший стадию старения, почти невозможно полностью обессолить существующими способами. Та же нефть, подвергнуться на нефтепромысле глубокому обезвоживанию и обессоливанию с применением деэмульгатора до остаточного содержание солей 40-50 мг/л, легко практически полностью обессоливается на электрообессоливающих установках НПЗ.

При способе термохимической деэмульгации факторами, обеспечивающими приемлемые для нефтепромыслов время и качество отстоя эмульсии являются небольшой подогрев нефти до 30-60 градусов и подаче деэмульгатора. В качестве деэмульгаторов  используются, в основном, неоногенные, натионные и анионые  поверхностно-активные вещества.

         В настоящее время  за границей и у нас  наибольшее применение нашли неоногенные  высокоэффективные деэмульгаторы. Расход деэмульгатора для подготовки нефти на промыслах и НПЗ колеблется от 20 до 100 г/т в зависимости от состава нефти и устойчивости образующейся эмульсии воды в нефти.

         Современные эффективные неогеонные деэмульгаторы  по своей химической природе в брольшенстве случаев представляют собой полиглинолевые эфиры или блоксополимеры

       Окисй этилена, пропилена, бутилена на основе этилендиамина, пропиленгликоля и другий соеденений с молекулярной весом 2500-6000  многие деэмулгаторы представляют собой низкозастывающее вещество, поэтому выпускаются в виде растворов в органических растворителях или в водометанольной смеси. Большенство деэмульгаторов хорошо растворимы  в воде, некоторые же образуют с водой эмульсию обратного типа и растворимы в нефти в водном растворе неоногенные диэмульгаторы имеют слабо щелочную или нейтральную реакцию, не реагируют с солями, кислотами и слабами щелочами.

      Нагревание диэмульгаторв до 200 градусов и охлаждение неаказывают существенного влияния на их деэмульгирующае свойства. Применниются неоногенные диэмульгпторы в болтшенстве случаев в виде 1-2% водного раствора или без растворителя расход диэмульгатора для обессолевания нефти различных месторождений на ЭЛОУ устанавливаются опытным путем и составляют от 10 до 30 г/т.

    Применяемы в настоящее время неогенные диэмульгаторы типа диссольвано по диэмульгируещей спосбности универсальны и пригодны для всех типов нефти.

       Диэмульгаторы ОЖК, проксонол, проксомин для удобства применения должны выпускаться в виде 50-65% растворов в смеси метанола с водой, как и многие импортные диэмульгаторы, например диссольван-4411. Дипроксомин 157- жидкое вещество с темпертурой остывания –38градусов поэтому может применятся без расстворителя.

       Импортные дионогенные диэмульгаторы, такие как диссольван, сепарол, оксайд прогелит и др., являются  блоксополимерами окисей алькилепов и близки по своему составу. К этому же классу соединений относятся отечественные диэмульгаторы проксинолы, проксоми и дипроксоми. Все они: как импортные, так и отечественные-обладают высокой диэмульгирующей способностью, но являются поверхностно-активными биологическими жесткими веществами, т.е. эти вещества биологически не разлагаются или очень трудно разлагаются.

       В следствии того, что все МПЗ вынуждены сбрасывать в сточные воды ЭЛОУ

В реки и водоемы, т.к. из-за солености они не могут быть смешаны с оборотной водой

Биологическая разлагаемость веществ, поподающих в сточные воды, приобритает весьма серьезное значение в свете все возрастающих требований к частоте сбрасываемых сточных вод. Поэтому в перспективе, очевидно, необходимо будет к диэмульгаторам, применяемым на ЭЛОУ МПЗ, предъявлять требования по биологической разлогаемости.

        Из всех применяемых в настоящее время диэмудьгаторов только ОЖК частично удовлетворяет этим требованиям.

        3.4. электрические методы ЭЛОУ.

         Разложение эмульсий электрическим методами, ввиду сравнительной пустоты необходимых для этой цели установок, применяемости для большинства эмульсий и достаточной надежности в работе,  получило широкое распространение.

         Электрический способ разрушения эмульсий типа В/Н применяют на нефте перерабатывающих заводах при обессоливании нефти нефти на ЭЛОУ, а также при очистки нефтепродуктов от водных растворов щелочей и кислот (электрофайнинг).

В обоих случаях используют электрическое поле высокой напряженности. Однако есть существенное различае между способами, торо в взвешанные частицы воды сливаются в более крупные которые под действием силы тяжести осаждаются вниз. Отстоявшееся вода

С растворенными в ней солями выводится из нижней части электородегидратора, обезвоженная нефть из верхней части. Для достижения минимального содержания

Остаточных солей в обессоленной нефти (не более 3нг/л) нефть промывают несколько раз

На ЭЛОУ, состоящих из 2-3 последовательных соединенных ступеней электродегидраторов.

       При выборе оптимальных параметров технологического режима обессолевание нефти следует учитывать влияние каждого из них на эффективность процесса. Основными технологическим параметрами процесса являются: температура, давление, удельная производительность дегидратов, расход диэмульгатра (а в некоторых случаях и щелочи),

Расход промывной воды и степень ее смешения с нефтью, напряженность электрического поля в электродегидраторах. Важным технологическим фактором является число ступеней обессолевания.

         Одним из важнейших параметров процесса обессоливания является температура. Применяемый на ЭЛОУ подогрев нефти позволяет уменьшить ее вязкость, что существенно повышает подвижность капелек воды в нефтяной среде и ускоряет их смещение и сегментацию. Кроме того, с подогревом нефти увеличивается расстворимость в ней гидрофобных пленок, обволакивающих капелек воды  вследстви этого смещается их механическая прочность, что не только облегчает консистенцию капель воды, но приводит так же к снижению требованию расходу диэмульгатора вмете с тем подогрев нефти на ЭЛОУ  сопряжен с серьезными недостатками.  С повышением температуры обессолевания силбно увеличивается электропроводность нефти и соответсвенно, повышается расход электроэнерги, значительно усложнняются условия работы проходных и подвесных изоляторов. Поэтому подогрев разных нефтей на ЭЛОУ

Проводят в широком интервале температур 60-150 градусов, выбирая для каждой нефти

В зависимости от ее свойств оптимальное значение обеспечивающее минимальные затраты на ее обессолевание.

        В связи с этим интересно рассмотреть как изменяеися устойчивость водонефтянныйх

 Имульсий с температурой. Принимая за меру устойчивости имульсии количиство деэмульгатора, необходимого для ее полного разрушения, можно условно определить устойчивость имульсии при данной температуре по требеемуму при этой иемпературе расхода деэмульгатора. 4.Обессолевание битуминозной нефти.

Задача полного обезвоживания   нефти перед ее переработкой усложняются для так называемых тяжелых битуминозных нефтей, добыча которых в ближайшие годы начата в промышленных масштабах. При добыче битуминозныз нефтей применяют термический способ (сжиганием нефти в пласте), или подогрев в пласте водянным паром, что приводит к образованию высоко диссперстных имульсий пресной воды

В тяжелой нефти, пи этом плотность воды близка к плотности нефти такие водонефтянае имульсии, так называемые кондексационные, очень трудно разрушаются существующими способами, даже при применении самых эфективных диэмульгатров. Очевидно, для подготовки и переработки  тяжелых битуминозных нефтей потребуется разработка иных способов.

       По имеющимся данным, содержание хлоридов в битуминозных нефтях татарских месторождений колеблется в широких пределах от нескольких десятков до нескольких сотен мг/л, что при термической обработке ведет к выделению больших количеств хлористого водорода.

        В связи с истощение запасов во всем мире битуминозные нефти а так же нефти, извлекаемые из битуминозных песчанников, приобретают все большее значение запасы битумизной нефти велики, а промышленная добыча их пока небольшая.

        В процессе добычи термическим  воздействием на пласт экстракцией растворителями и другими  способами образуются устойчивые  высокодисперсные водонефтяные эмульсии с большим содержанием механических примесей. Поэтому очень осложняется их обезвоживание, обессоливание и подготовка к переработке на качественные нефтепродукты… К таким нефтям относится, например, нефть Мордово-Карлальского месторождения(Татарстан), добываемая способом термического воздействия на пласт  (частичное сжигание нефти в пласте). Эта нефть очень трудно обессоливается на ЭЛОУ при жестком режиме и расходе деэмульгатора, в несколько раз превышающем его расход, для обычной нефти.

          При добыче такой нефти способом термического воздействия на пласт получается высокодисперсная водонефтяная эмульсия, содержащаяся, по нашим определениям, более 50% глобул воды, размером до 10 мкт. Эта эмульсия очень трудно разрушается даже в электродетураторе и с применением эффективных деэмульгаторов.

          Очевидно, для подготовки новых битуминозных нефтей к переработке в зависимости от их состава и свойств потребуется в каждом отдельном случае опытным путем определять оптимальный режим работы ЭЛОУ и подбирать соответствующую композицию эффективного деэмульгатора.

   Обессоливание мазутов.

          Мазутные эмульсии в отношении содержания воды ничем не отличается от нефтяных. Вода здесь также может находится в той или иной степени раздробления отдельных капелек и устойчивость их во взвешенном виде так же определяется наличием защитных пленок, прочно удерживаются во взвешенном состоянии, что затрудняет удаление их.

          Благодаря наличию в мазутах значительного количества асфальто-смолистых и других компонентов, а также благодаря высокой вязности среды как обезвоживания., так и обессоливания в этих условиях представляет часто большие затруднения.

          Никаких специальных методов для эмульсации и обессоливания мазутов не применяется. В большинстве случаев они подвергаются отстою с отогревом до 60-80 градусов, что, однако, часто не дает достаточно положительных результатов. Так на одном заводе, где мазуты, хранящиеся в открытых ямах, подаются на установки с содержанием воды до 70%, удается обезвожить их отогревом обычно только до 5-10%. Попытки отогрева вводом острого пара так же не увенчались успехом: при последующем отстое вода, образующаяся за счет конденсации пара, отделяется достаточно легко, но основная эмульсия при этом не разбивается. Тем не менее в некоторых случаях, повидимому для легких парафинистых мазутов, удается достигнуть обессоливания путем промывки пресной водой с отстоем подавлением. Так на одном заводе в Мескогон 9США)применяется следующий метод промывки: мазут забирается сырьевым насосом, в прием которого непрерывно подкачивается пресная вода. В насасе и выкидном трубопроводе вода достаточно полно перемешивается с мазутом и смесь поступает далее в теплообменник типа»труба в трубе», где горячим кренинг-остатком подогревается до 140-150 градусов.  С этой температурой смесь вводится в нижний конец наклонно расположенного цилиндрического водоотделителя через патрубок, отстающий на 0,6м от низа. При производительности установки 220 т/сутки размеры водоотделителя      =1,5м,    =12,6м.  Рабочее давление поддерживается в 12 атм. На 30 см ниже в воде мазута установлен пробный краник для контролирования уровня воды, которая периодически спускается через спускной кран, расположенный в низшей точке водоотделителя. Объем последнего рассчитан на пребывание в нем смеси мазута и воды в течении не менее 90 мин. В случае необходимости дополнительного обогрева или при выключении подогрева кренинг-остатком, в в водоотделителе установлен паровой змеевик из труб длиной 75 м.

          Соли (главным образом натриевые и магнивые), содержащиеся в исходном мазуте в количестве 4000 мг/л, удаляются до 54 мг/л.

         На заводах обессоливание мазутов часто производится на электроустановках с подогревом до 150 градусов.

            По видимому, благоприятные результаты могут быть также получены применением деэмульгаторов для обезвоживания мазутов. Однако, для обессоливания следует, очевидно, ориентироваться на применение только достаточно эффективных деэмульгаторов, так как мазуты, в особенности тяжелые, поддаются этой операции с трудом и легко эмульгируют при промывке.

           

Заключение.

   Наличие  значительного количества и разнообразия методов обессоливания нефтей крайне осложняет и затрудняет выявление наиболее рациональных из них. Между тем, нашей задачей является выбор и применение такого метода, который был бы наиболее рациональным. С целью облегчения этой задачи при описаниях различных методов, приведенных выше, дается оценка положительных и отрицательных особенностей каждого из них.

           Рациональность методов обессоливания определяется следующим основными показателями качественности их:1эффективность;2)возможность полного отделения воды и сухих солей; 3)отсутствие необходимости применения подогрева; 4)максимальная простота метода и оборудования; 5) экономичность процесса.

          Не надо думать, что на НПЗиспользуют лишь какой-либо один из методов обессоливания. Например, на ЭЛОУ, комбинируют термохимический способ с электрическим, сочетается четыре фактора воздействия на эмульсию: подогрев, подачу деэмульгатора, электрическое поле и отстой в гравитационном поле.

          Однако, если для легкой нефти методы обессоливания достаточно эффективны, то для, например, битуминозной нефти необходима разработка эффективных методов. Тем более, Татарстан обладает значительными запасами битуминозной нефти..     Литература.

1.     Гершуни С. Ш ., Лейбовская М. Г. Оборудование для обессоливания нефти в электрическом поле… М.: ЦИИТиХИМИЕФТЕМАШ, 1983, с.32.

2.      Левченко Д.И. и др. Обессоливание нефти на нефтеперерабатывающих заводах.М.: ЦНИИТЭ.Нефтехим., 1973, с.51.

3.     Левченко Д.И. и др. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятияж. М.: Химия, 1985, с.168.

4.     Логинов В.И. Обезвоживание и обессоливание нефтей.М.: Химия, 1979, с.216.

5.     Пахомов Е.В. Электрообессоливание нефти.М.: Госкомтехиздат., 1955, с.96.

6.      Петров А.А. Геагенные-деэмульгаторы для обезвоживания нефтей.Куйбышев., Кн.изд., 1965, с.143.

7.     Мышкин Е.А. Подготовка нефтей и мазутов и переработка.Гостоптехиздат., 1946, с.119.

13п144-83г.

Разработка оптимальной технологии обезвоживания и обессоливания нефтей на Нефтекутском ГПЗ: Хабибулина Р.К., Коноплев В.П., Нефтепромысловое дело (Москва),1982, №10, с.28-29.

   Приведены результаты разработки оптимальной технологии обезвоживания и обессоливания нефтей в лабороторных условиях  на образцах, отобранных на нефтекумском ГПЗ, с исходным содержанием(%) в ставропольской нефти смеси воды 8, солей 3511, и соответственно 6 и 7072.

   Показано, что комбинированным методом в 2-3 ступени в оптимальном технологическом режиме(температура больше или равно 80 градусов, расход деэмульгатора 40 гр/т с подачей на первую ступень, во время отстоя нефти в термодегидраторах 4 часа, в электродегидраторах 1 часа, нефть может быть обессолена до 50 мг/л. 23п197-99г.

Оптимизация состава деэмульгаторов водонефтяных эмульсий с использованием математического метода планирования экспериментов /Климова Л.З., Калинина Э.В., Гаевой Е.Г., Силин М.А., Магедов Р.С, Старинов В.В., Изюмов Б.Д.//10 Всероссийская конференция по химии, реактивам «РЕАКТИВ-97». Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннаж химии., М.-Уфа,8-10 октября,1997., Тез.Окл.-Уфа, 1997, с.179.

   Высокоэффективные деэмульгаторы, которые используются при подготовке нефтей на нефтепромыслах и в процессе глубокого обезвоживания и обессоливания на ЭЛОУ, представляют собой смесь ПАВ различных структур и модификаций и подбор композиций для разрушения водонефтяных эмульсий разных типов нефтей ведется имперически. Поставлена задача  нахождения оптимального состава трехкомпонентной смеси ПАВ –деэмульгаторов разной структуры для разрушения водонефтяных эмульсий.В качестве исходных компонентов рассмотрены разработанные соединения: блок-сополимер оксидов этилена и пропилена (НефтеконБС), окисиэтилированнае 

 Фенолформальдегидная смола (Нефтекон КС), оксиэтилироваёёёёёённые жирные кислоты С8-С24 (Нефтекон МС). Для нахождения оптимальной композици трехкомпонентногодеэмульгатора и изучения явления синергизма между системами примененё симёпёёлеёёкёсё-решетчатый план и расчитаны математические модели, на основе которых выявлен синергический эффект системы НефтеконБС-НефтеконКС. 7п159п-93г.

Способ разрушения обратимых эмульсий в системах для обессоливания сырой нефти: Methodofbrecningreverseemulsioninacrudeoildesaltingsystem.Пат.5607574 США, МНИ.  C10G33/00/Hart Paul R. Betz Bearbon inc.-№437338; Заявл.9.05.95; опубл. 4.03.97.; НКИ 208/188..

Эмулсию, образовывающуюся при обессоливании сырой нефти, обрабатывают  при 65-150 градусов водным раствором, содержащим хлоргидрат алюминия и полимер диалил диметилламмоний хлорид с молекулярным весом 100000.         

         

16п259п-85г.

Способ обессоливания нефти: Утияма Хиросу, Накадзима Садео, Хануко Каруко Кагану К.К. Заявл. 59-152981, Япония. Заявл. 21.02.83.№ 58-26395, опубл. 31.08.84 МКИC10 G33/04 B01 D17/04   

   Предложен способ обессоливания нефти, по которому к нефти, а танже к промывным водам добавляют соответствующие деэмульгаторы эмульсий в/м и м/в, промывают нефть и водный слой, включающий соли, отделяют от масляного слоя. В качестве деэмульгаторов эмульсий в/м применяют СПЛ этилен и пропиленоксидов, поликонденсаторы полиоксиалпилена, алпилфенов и формалина, СПЛ полиоксиамиленов с алифатическими эфирами или полиамиленаминами; в качестве деэмульгаторов эмульсий м/в применяют СПЛ этилен и пропилен оксидов, поликонденсаты,  этилхлоргидратов и алкилоксиамидазолинов и других.Деэмульгаторы добавляются в количестве 2,5-20 г/мн. 16п257п-85г.

Использование полиакри+ламида и композиций на его основе в процессах обезвоживания, обессоливания и депарафинизации нефти: Мембаталиева З.Д., Новичкова Л.М., Анисимов Б.Ф.; Институт хими нефти и природных солей АН КазССР. Гурьев., 1985, с. 27. Библиография 70 (Рукопись деп.в ВИНИТИ 22 апреля 1985. №2262-85 ДЕП).

   Показана возможность одновременного проведения процесса обезвоживания, обессоливания и депарафинизации, предотвращения асфальтосмолистых отложений на трубопроводах и аппаратах для обезвоживания и обессоливания. Рассмотрим поведение полимеров типа полиакриламида (ПАА) в обратимых нефтяных  эмульсиях, механизм действия водорастворимых компонентов на нефтяные эмульсии под электрическим микроскопами опубликованные ренгентографические исследования взаимодействия ПАА с механическими примесями и солями, содержащимися в нефтях.

                                                               продолжение --PAGE_BREAK--

www.ronl.ru

Обессоливание - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Обессоливание - нефть

Cтраница 1

Обессоливание нефти заключается в том, что обезвоженную нефть смешивают с пресной водой, затем полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность процессов объясняется тем, что соли, как правило, находятся в эмульгированной воде в - растворенном состоянии.  [1]

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.  [2]

Обессоливание нефти на заводе в Полсборо также проводят в аппаратуре, смонтированной на площадках прямогонных установок. При этом применяют комбинированный процесс, сочетающий термохимическую и электрическую обработку. Сырая нефть, содержащая 150 мг / л солей и более, прокачивается сырьевым насосом через систему теплообменников, где нагревается до 120 - 140 С, и вместе с водой, деэмульгатором и щелочью поступает через смесительный клапан в электродегидратор с распределительным маточником, расположенным внизу аппарата, под водой и двумя горизонтальными электродами, подвешенными в его верхней части.  [3]

Обессоливание нефти на заводе в Ричмонде осуществляют с применением деэмульгатора третолайт.  [4]

Обессоливание нефтей на заводах является одним из самых водоемких процессов. В настоящее время на обессоливание может затрачиваться до 20 % общезаводского расхода воды. Вследствие высокой стоимости очистки сточных вод, трудности их утилизации, а зачастую и недостатка пресной воды весьма актуальным является снижение расхода промывочной воды.  [5]

Обессоливание нефти - процесс удаления из нефти солей, которые находятся в ней или в виде взвеси, или в виде эмульсии пластовой воды. Эти соли вызывают сильную коррозию нефте-заводской аппаратуры. Обессоливание осуществляется промывкой водой или электрическим способом.  [6]

Обессоливание нефти на месторождениях нецелесообразно по многим причинам.  [7]

Обессоливание нефти в промысловых условиях за рубежом, когда это не может быть достигнуто увеличением степени обезвоживания, осуществляется крайне редко. При этом процесс обессолива-ния ( как и обезвоживания) аппаратурно встроен в технологическую цепочку других операций, проводимых в промысловых условиях. В соответствии с одной из технологических схем ( рис. 4.23) обработке подвергается газированная нефть под давлением, а операция обессо-ливанш проводится в несколько последовательных ступеней. Промежуточные насосы не применяются, и эмульсия транспортируется через всю систему под давлением в ступенях сепарации.  [9]

Обессоливание нефти из магистрального трубопровода Альметьевск-Горький.  [10]

Обессоливание нефтей осуществляется в основном на нефтеперерабатывающих заводах. Сильно засоленные нефти подвергаются обработке 10 - 15 % воды в 2 - 3 приема.  [11]

Обессоливание нефти в каждом конкретном случае определяется технологическими расчетами и требованиями потребителей.  [12]

Обессоливание нефти было осуществлено с целью получения малозольного мазута в количестве, обеспечивающем контрольный многочасо-вый пробег пилотной установки.  [13]

Обессоливание нефти производится на установках ЭЛОУ ( электрообессоливающая установка) в две ступени. Для активизации процесса обессоливания в нефть вводят промывную воду, растворы деэмульгатора и щелочи.  [14]

Обессоливание нефти на термохимических установках без использования средств интенсификации процессов коалесценции капель и расслоения потока возможно лишь при увеличении числа отстойных аппаратов в 2 раза и более либо снижении производительности объектов более чем вдвое. Это связано с усилением первой и строительством второй ступени или с необходимостью разделения существующей отстойной аппаратуры на два блока ( обезвоживающий и обессоливающий), работающих последовательно. В последнем случае, очевидно, каждый из таких блоков может обработать меньше половины направляющейся на установку нефти, в связи с необходимостью более глубокого ее обезвоживания на обеих ступенях.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также