Open Library - открытая библиотека учебной информации. Обессоливание нефти на нпз


Обессоливание нефтей на НПЗ

Химия Обессоливание нефтей на НПЗ

просмотров - 138

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 желœезо, каль­ций, магний, натрий и соединœения 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 гᴦ. 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. При этом 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 распределœены 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 всœего поверхност­ным натяжением - силой, с которой жидкость сопротивляется уве­личению своей поверхности. 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 всœего образуется гидрофобная эмульсия, так как эмульгаторами в этом случае являются растворимые в нефти смолисто-асфальтеновые вещества, соли органических кислот, а также тонкоизмельченные частицы глины, окислов металлов и др. Эти вещества, адсорбируясь 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 деэмульгаторов, 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 кинœетической стадии.

На установках обезвоживания и обессоливания нефти широко применяются водорастворимые, водонефтерастворимые и нефтерастворимые 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 легкоподвижными жидкостями с низкой темпе­ратурой застывания и могут применяться без растворителя, удобны для транспортирования и дозировки.

В качестве растворителœей нефтерастворимого деэмульгатора применяются низкомолекулярные спирты (метиловый, изопропиловый и др.), ароматические углеводороды и их смеси в различных со­отношениях

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. По этой причине конечное содержание воды в нефти, обработанной в электрическом поле переменного тока, колеблется от следов до 0,1 %.

Количество оставшихся в нефтях солей зависит как от содержания остаточной воды, так и от ее засоленности. По этой причине 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 ЭЛОУ 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. Повышение температуры до определœен­ного предела способствует интенсификации всœех 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. При этом повы­шение давления вызывает крайне важность 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. Обычно перемешивание не­фти с деэмульгатором осуществляют в сырьевом центробежном на­сосœе. При этом лучше иметь такие специальные смесительные устрой­ства, как диафрагмы, клапаны, вращающиеся роторы и т.д. Целœесо­образно также иметь на ЭЛОУ дозировочные насосы малой произ­водительности.

Основным аппаратом ЭЛОУ является электродегидратор, где, кроме электрообработки нефтяной эмульсии, осуществляется и от­стой (осаждение) деэмульгированной нефти, ᴛ.ᴇ. он является одно временно отстойником. Среди применяемых в промысловых и завод­ских ЭЛОУ различных конструкций (вертикальных, шаровых и гори­зонтальных) более эффективными оказались горизонтальные электродегидраторы.

Технико-экономические показатели ЭЛОУ значительно улучша­ются при применении более высокопроизводительных электродегидраторов 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 электродегидраторами 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 строятся только с встроенными горизонтальными электродегидраторами 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.

Принципиальная тех­нологическая схема уста­новки (секции) электрообессоливания нефти приведена на рис.2: Смесь сырой нефти, деэмульгатора и содовоще­лочного раствора (последний вводится для подавления сероводородной коррозии) нагревается в теплообменниках (в от дельно стоящем ЭЛОУ дополнительно в пароподогревателœе) до оптимальной температуры, смешивается в инжекторном смесителœе 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. Электродегидратор представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат, внутри которого посœерединœе 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 реализуются через расположенные в нижней и верх­ней частях аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники), обеспечивающие равномерное распределœение восходя­щего потока нефти. В нижней части ЭГ между распределителœем и электродами поддерживается определœенный уровень воды, содержа­щей деэмульгатор, где происходит термохимическая обработка эмульсии и отделœение 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.

­

Читайте также

  • - 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... [читать подробенее]

  • oplib.ru

    Методы обессоливания нефти и нефтяного

    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.

    mirznanii.com

    Обессоливание сернистых нефтей на НПЗ

        Из сказанного понятно, насколько важно удалять из нефти соли особенно большое значение имеет обессоливание сернистых нефтей. [c.135]

        До введения на нефтеперерабатывающих заводах обезвоживания и обессоливания сернистых нефтей характерной особенностью мазутов, полученных из этих нефтей, являлся занос поверхностей нагрева солевыми отложениями. [c.478]

        В связи с ростом добычи сернистых нефтей и нефтей, содержащих соли, переработка последних может осуществляться только после обязательного и тщательного обессоливания и обезвоживания, так как перегонка их становится невозможной из-за интенсивной коррозии аппаратуры, а также и из-за отложения солей в трубах печей и теплообменниках. В результате могут прогореть печные трубы и возникнуть пожар, непрерывно повышаться давления на сырьевых печных насосах вследствие уменьшения диаметра печных труб и, наконец, полностью прекратиться подача сырья в печь. [c.602]

        Наиболее существенно содержание серы отражается на переработке нефти. Повышение содержания серы приводит к более интенсивной коррозии аппаратуры и оборудования, что требует более тщательного обезвоживания и обессоливания нефтей, а следовательпо, больших затрат на подготовку пефти. Затраты на подготовку сырья в расчете на 1 т нефти возрастают при переработке сернистых нефтей на 36 коп., высокосернистых нефтей — на 66 коп., эксплуатационные затраты — соответственно на 24 и 32 коп. [c.40]

        Из рисунка также видно, что мазут зольностью 15% может быть получен при содержании хлоридов в обессоленной нефти око- / ло 100 мг л. Такой уровень обессоливания давно освоен нефтеперерабатывающей промышленностью и превзойден на многих нефтеперерабатывающих заводах, в том числе работающих на высоко-сернистых нефтях. [c.237]

        С увеличением степени обессоливания содержание золы в нефти значительно уменьшается, в то время как содержание ванадия уменьшается, мало. При обессоливании и обезвоживании малосернистых нефтей содержание ванадия уменьшается также незначительно при полном удалении хлоридов и воды из сернистых нефтей содержание ванадия снижается в 1,5—2 раза. [c.28]

        Мазуты, используемые за рубежом, имеют значительно меньшую зольность [45 ], чем в СССР. Средняя зольность котельного топлива, используемого за рубежом, составляет 0,04—0,08% и лишь изредка увеличивается до 0,1—0,12%. В настоящее время в связи с широким внедрением электро- и термохимических методов обессоливания и деэмульсации сернистых нефтей в СССР появилась возможность уменьшить содержание золы в котельных и печных топливах до 0,1%. [c.424]

        В сернистых нефтях Поволжья до подготовки их к переработке содержится солей 2—9 кг/ж , а в некоторых—более 30 кг/ж . После обессоливания это количество уменьшается до 0,2—0,3 кг/ж . Между тем для предотвращения ускоренного коррозионного износа оборудования это количество не должно превышать 0,05—0,06 кг/м [И]. [c.168]

        С т а и к е в и ч В. Е. Разработка режима обессоливания высокосернистой арланской нефти. Труды БашНИИ, вып. V, Сернистые нефти и продукты их переработки . Гостоптехиздат, 1962. [c.29]

        Мало того, что под действием НС1 обнажается чистая поверхность железа, при этом выделяется вновь h3S, который заново реагирует со свеже обнаженным слоем Fe. Образовавшееся FeS вновь смывается НС1 и т. д. и т. д. Отсюда вывод предварительное обессоливание и обезвоживание должно быть обязательным особенно при переработке сернистых нефтей. [c.113]

        Зольность мазутов является главным образом следствием недостаточного обезвоживания и обессоливания нефтей, идущих на переработку, в результате чего основная часть солей, попадающих в нефть вместе с буровыми водами, а также в виде твердых минеральных примесей, попадает в мазуты. Кроме того, в мазуте могут появиться продукты коррозии промысловой и нефтеперерабатывающей аппаратуры, которая подвергается коррозии особенно сильно при переработке сернистых нефтей. [c.478]

        Для решения задачи защиты от коррозии низкотемпературного оборудования установок АВТ, перерабатывающих сернистые эмульсионные нефти, наиболее рационально прибегнуть к ряду химико-технологических мероприятий. Основным средством устранения трудностей технологического порядка и облегчения условий работы низкотемпературного оборудования установок первичной переработки сернистых нефтей является их обезвоживание и обессоливание. В настоящее время нефтеперерабатывающая промышленность располагает освоенными, надежными методами снижения общего содержания солей и воды в нефтях, поступающих па переработку. При достаточной степени обессоливания и обезвоживания нефтей условия работы низкотемпературного и, в частности, конденсационно-холодильного оборудования атмосферно-вакуумных трубчатых установок резко облегчаются. [c.128]

        Установка ЛК-бу предназначена для комплексной переработки 6 млн т сернистой нефти в год и включает следующие процессы обессоливание и первичную перегонку каталитический риформинг бензина гидроочистку керосиновой фракции 140—230 °С гидроочистку дизельной фракции 230—350 °С газофракционирование. [c.369]

        В нефтеперерабатывающей промышленности измеряют pH конденсата после водоотделительной установки (в частности, при переработке сернистых нефтей). На установках по обезвоживанию и обессоливанию нефти измеряют величину pH отделенной от нефти воды, здесь величина pH показывает степень обессоливания сырья, и т. д. [c.209]

        На Уфимском заводе впервые в стране начались систематические работы по исследованию и промышленному освоению технологии переработки сернистой и высокосернистой нефти. В годы войны рабочим, техникам, инженерам завода в содружестве с работниками научно-исследовательских учреждений удалось решить многие сложные вопросы техники и технологии переработки нефт-и. С помощью ученых коллектив Уфимского НПЗ разработал и внедрил процессы подготовки и обессоливания башкирской нефти, способы очистки бензина от сернистых соединений, методы защиты аппаратуры и оборудования от коррозии, мероприятия по обеспечению работы установок в зимних условиях и др.  [c.69]

        Нефти восточных районов страны характеризуются большим содержанием сернистых соединений, карбонатов, хлоридов, механических примесей и воды, причем в сырой нефти содержание воды может достигать 20—25%. Сырая нефть после холодного отстоя на нефтепромыслах может содержать воды уже до 5—8%, а после обессоливания и обезвоживания содержание воды снижается до 0,09-0,15%. [c.223]

        На рис. 75 представлена типичная схема НПЗ США, включающая в свой состав процессы каталитического крекинга и гидрокрекинга вакуумного дистиллята, а также коксования гудрона. Нефть подвергают обезвоживанию и обессоливанию, а затем ректификации, т. е. разделению на фракции бензиновую, средние дистилляты, вакуумный газойль и гудрон. Легкие бензиновые фракции направляют на изомеризацию. Тяжелые бензиновые фракции поступают на риформинг, где происходит превращение парафиновых и нафтеновых углеводородов в ароматические риформат в дальнейщем идет на смешение с другими бензиновыми фракциями для получения высокооктановых бензинов классов Регуляр и Премиум. Средние дистилляты проходят стадию ректификации, где разделяются на керосиновые и дизельные фракции, затем поступают на установки гидроочиетки для удаления сернистых и азотистых соединений. [c.336]

        Вни.мание исследователей к сероорганическим соединениям нефтей резко возросло со времени открытия в 1932 г. месторождения нефти у д. Ишимбаево. Эти нефти существенно отличались по содержанию сероорганических соединений от нефтей, добываемых в Баку и Грозном. Так, первоначально специалистами Грознефти (1934), а затем в 1947 г.— УфНИИ (БашНИПИнефть) было сделано заключение о высоком содержании серы в ишимбайской нефти. В эти же годы на Уфимском НПЗ впервые в стране начались систематические работы по исследованию и промышленному освоению технологий переработки сернистой и высокосернистой нефти, были внедрены процессы подготовки и обессоливания нефти, способы очистки бензина от сернистых соединений, методы защиты оборудования и аппаратуры от коррозии и др. [14]. [c.233]

        Некоторые примеси, растворенные в нефти (минеральные соли, соединения азота и металлы) удаляются из нефти в процессе ее подготовки. Сера, смолы и соединения кислорода, которые могут присутствовать в нефти (например, крезолы, тиокрезолы, фенолы) не удаляются при обессоливании нефти, а переходят в продукты перегонки и крекинга, полностью распределяясь между дистиллятными и остаточными продуктами . Некоторое количество серы уходит со сточными водами и улетучивается в атмосферу с углеводородами через неплотности в аппаратуре и при хранении нефтепродуктов в открытых резервуарах. Часть серы превращается в сернистый ангидрид при сжигании топлива в заводских трубчатых печах. [c.49]

        Большинство заводов США перерабатывает дешевую высокосернистую нефть в высококачественные бензины, дистилляты и смазочные масла. На первой стадии идет обезвоживание и обессоливание нефти, ее ректификация, т. е. разделение на фракции-бензиновую, светлые дистилляты, вакуумный газойль и гудрон (нефтяной остаток с началом кипения выше 538 "С). Прямогонные бензиновые фракции поступают на риформинг, где происходит превращение парафиновых и циклических насыщенных углеводородов в ароматические, и эта фракция в дальнейшем идет на смешение с другими бензиновыми фракциями для получения высокооктановых регулярных и премиальных бензинов. Светлые дистилляты проходят стадию ректификации, где разделяются на керосиновые и дизельные фракции, затем поступают на установки гидроочистки для удаления сернистых и азотных соединений, после чего дистилляты готовы к использованию. [c.102]

        В процессах прямой гонки, крекинга нефти и мазута самыми рациональными методами защиты от сернистой коррозии являются 1) обезвоживание и обессоливание нефти и 2) нейтрализация хлористого водорода путем подачи щелочи (каустической или кальцинированной соды) в шлемовые трубы или в верхнюю часть ректификационной колонны. Для этой же цели применяется аммиак в зонах с температурой не выше 250° С. [c.593]

        Как уже указывалось, на установке сочетаются процессы обессоливания нефти электрическим методом и атмосферно-вакуумной ее перегонки. Установка рассчитана на перёработку сернистой нефти, из которой получают компоненты моторных топлив, масляные дистилляты и остаток — гудрон. Электрообессоливание нефти производится в три ступени в шаровых электрогидраторах емкостью 600 с предварительным термохимическим обессоливанием. В зависимости от качества сырых нефтей число ступеней обессоливания может быть сокращено до двух и даже до одной. По фактическим данным работы установки обессоливания, достигалась следующая степень очистки (термохимическое обессоливание) по ступеням сырых нефтей восточных месторождений первая ступень 33,3—33,8%, вторая 68,8—72%, третья 96,7—98%. Материальный баланс (проектный) установки при переработке сырой ромашкинской нефти (325 дней в году) приведен в табл. 12. [c.94]

        Тем не менее хроматографический метод использовали для получения сернисто-ароматического концентрата из фракции 200—350° С дизельного топлива (содержание общей серы 1,7—1,9 вес. %), На заводской непрерывнодействующей установке (длина колонки 3,2 м, диаметр 100 мм) были получены очищенное дизельное топливо (общей серы 0,4—0,5 вес. %) и сернисто-ароматический концентрат (общей серы 2,8 вес. %) [22]. Последний сульфировали, и смесь сульфокислот применяли для обезвоживания и обессоливания ишимбайских нефтей. [c.105]

        Смблистость сернистых нефтей объясняется химической природой серы, которая является ближайшим аналогом кислорода. Высокомолекулярные соединения, содержащие серу, как бы уже окислены , но не кислородом, а серой, и в результате приобретают физические свойства, приближающие их к окисленным битумам малосернистых нефтей. Высокое содержание смолистых веществ в сернистых нефтях сопровождается повышением их вязкости, что обусловливает большую склонность таких нефтей к образованию стойких эмульсий, в частности, с минерализованной пластовой водой. При высокой минерализации пластовой воды, которой характеризуются воды, добываемые с сернистыми и высокосернистыми нефтями в восточных районах страны, разрушение эмульсий с удалением воды и соли из нефти представляет трудоемкую задачу. При обезвоживании и обессоливании сернистых смолистых нефтей значительное количество смол с нефтью попадает в сточные воды, что способствует образованию стойкой эмульсии нефть в воде , вызывая излишние потери нефти и затраты средств на разделение таких эмульсий. Высокая вязкость нефти определяет также повышенные энергетические затраты на транспортирование ее по магистральным нефтепроводам и перекачивание по заводским коммуникациям. [c.15]

        На Уфимском НПЗ впервые в стране начались систематические работы по исследованию и промышленному освоению технологии переработки сернистой и высокосернистой нефти. В сотрудничестве с научно-исследовательскими институтами удалось решить многие сложные вопросы по технике и технологии переработки нефти. С помощью ученых коллектив УНПЗ разработал и внедрил процессы подготовки и обессоливания башкирской нефти, способы очистки бензина от сернистых соединений, методы защиты аппаратуры и оборудования от коррозии и др. [c.187]

        Зола мазутов состоит главным образом из солей, переходяш,их в них при переработке нефти. В нефти соли либо могут быть частично растворенными или находиться в коллоидном состоянии (комплексные соединения металлов), либо могут попадать в нее вместе с буровыми водами. В зависимости от содержания солей в нефтях и степени их обессоливания меняются состав и количество солей в мазутах. Кроме солей из нефти, в мазутах могут содержаться и продукты коррозии нефтеперерабатывающей аппаратуры, которая протекает особенно сильно при переработке сернистых нефтей. [c.461]

        Одна из основных трудностей при работе установок гидрокрекинга вызвана наличием в сырье сернистых и азотистых соединений, которге в процессе превращаются в сероводород и аммиак. Последние реагируют между собой, образуя сульфид аммония. При снижении температуры сульфид аммония отлагается в аппаратах и особенно в ] азовых трубопроводах, температура которых ниже 40 °С. При гидрокрекинге остаточного сырья кроме сульфида аммония в результате разложения хлоридов сырья может образовываться хлорид аммония. Особенно большое его количество появляется при ачохом обессоливании исходной нефти. Хлорид аммония также может отлагаться в трубопроводах и забивать их. [c.116]

        При переработке высокосмолистых сернистых нефтей для получения высоких выходов качественных моторных топлив необходимо широкое применение каталитических процессов, вследствие чего сильно осложняется технологическая схема современного нефтеперерабатывающего завода, включающая большой набор процессов устаповки по обессоливанию и обезвоживанию, установки прямой перегонки нефти, каталитического риформинга, каталитического крекинга, процессов коксования, каталитической очистки, гидрогеии-зационного облагораживания, термического крекинга, цеха по переработке газов, производству катализаторов и различные подсобные процессы — стабилизации, защелачивания, вторичной перегонки и пр. [c.152]

        В настоящее время наметились пути использования кубовых остатков синтетических жирных кислот в качестве ингибиторов коррозии трубопроводов (типа Амба-10 ) при добыче и перекачке сернистых нефтей. На основе кубовых остатков синтетических жирных кислот предложено получать деэмульгаторы нефти. К ним относятся оксиэтилированный моноглицерид жирных кислот кубового остатка (ОМЖК), продукты оксиэтилирования смешанного глицерида жирных кислот кубового остатка и фталевой кислоты, моноэфир ксилита (КС-59) и др. Удельный расход этих деэмульгаторов при обессоливании нефти в 30 —40 раз меньше, чем расход деэмульгатора НЧК, а капиталовложения в 5—13 раз меньше. Высокоэффективен деэмульгатор ЧНПЗ-59 , приготовленный на кубовых остатках СЖК он не вымывается водой, и сточные воды не загрязняются поверхностно-активными веществами. [c.262]

        Использование в переработке все возрастающего количества сернистых нефтей сопровождается значительным увеличением производства бензинов и дизельных топлив, характеризующихся высоким содержанием серы — до 1 % и более. В связи с этим возникает проблема подготовки сырья для получения качественных продуктов. Для этого разработан целый ряд процессов облагораживания сырья. К ним относятся такие процессы, как обезвоживание, обессоливание, деасфальтизация, гидрогенизационные процессы. Все эти процессы дорогостоящие, металлоемкие, в них используются дорогие катализаторы, т. е. эти процессы требуют больших капиталовложений. Однако качество продуктов не всегда соответствует современным требованиям. При гидрогенизационной переработке нефтяных дистиллятов и их смесей с остатками используют катализаторы на основе оксида алюминия, модифицрфованного добавками и промотированного металлами IV—VIII групп. Наибольшее распространение получили алюмоникельмолибденовые (АНМ) или алюмо-кобальтмолибденовые (АКМ) катализаторы. При использовании современных катализаторов гидрооблагораживания нефтяных фракций для достижения требуемой степени очистки необходимо проведение процесса при высоких температуре (340 — 400 °С) и давлении (3 — 20 МПа). При таких параметрах проведения процесса наблюдается повышенное закоксовывание и дезактивация частиц катализатора. [c.167]

        На установке сочетаются процессы подготовки нефти методом обессоливания и атмосферно-вакуумной перегонки нефти. Установка рассчитана на переработку сернистой нефти. Атмосферно-вакуумная секция ноаволявт получать компоненты моторных топлив и масляные дистилляты. В остатке получается гудрон. В проекте электрообессоливающей секции использовано типовое решение, разработанное Гипронефтезаводом с учетом рекомендаций, выявленных в результате опыта эксплуатации ЭЛОУ на нефтезаводах. [c.51]

        Длн обеспечения действующей армии, народного хозяйства страны, достаточным количеством нефтепродуктов потребовалось всемерно увеличить добычу нефти в старых нефтяных районах юга страны и быстро наращивать ее добычу в районах Второго Баку и восточных районах страны. В эти районы была направлена почти половина всех капиталовложений в нефтяную промышленность. В годы войны коллективы башкирских нефтеперерабатывающих заводов успешно решили проблемы по обессоливанию нефтей Второго Баку, по производству авиационного бензина из сернистых нефтей, в районах Второго Баку было внедрено турбинное бурение. В тяжелом для нашей страны 1942 г., когда основные месторождения Северного Кавказа и Баку были отрезаны врагом, большую роль в обеспечении фронта горючим сыграли нефтяные районы Урало-Поволжской зоны. В годы Великой Отечественной войны благодаря активной геологической разведке в Урало-Поволжском регионе были открыты новые крупные месторождения нефти. В 1943 г. в районе Жигулевских гор на Волге (Куйбышевская область) впервые была получена промышленная нефть с большим дебитом с девонских горизонтов. Год спустя, в сентябре 1944 г. вблизи небольшой деревни Нарышево (район г. Туймазы Башкирской АССР) из скважины № 100 забил мощный нефтяной фонтан из пластов девонских горизонтов. [c.15]

        В процессах подготовки нефти эмульгированная минерализованная пластовая вода и сернистые соединения вызывают коррозионные разрушения установок стабилизации, обессоливания и обезвоживания нефти. Коррозионную активность перерабатываемой нефти определяют сернистые соединения и вода. В результате расщепления хлористого магния, содержащегося в пластовой воде, образуется хлористый водород, вызывающий интенсивную коррозию установок АТ и АВТ (теплообменники, элек-трогидраторы, сепараторы, холодильники, колонные аппараты и др. [292]. В процессах прямой перегонки нефти коррозионному разрушению подвержены верхняя часть аппаратуры под действием второй фазы водного конденсата с растворенными в ней хлористым водородом и сероводородом [291, 292]. Значительно усиливаются процессы коррозии при введении в сырье водяного пара [292]. Содержание в нефтях нафтеновых кислот способствует коррозии печных труб при температуре ts = 350°С. Защита от [c.7]

        К сточным водам второй оборотной системы относят содесодержа-щие воды после ЭЛОУ, дренажные от сырьевых резервуаров, продувочные воды от блоков оборотного водоснабжения, сернисто-щелочные, а также сточные воды, образующиеся на очистных сооружениях (грязные воды от промывки песчаных фильтров, дренажные воды от иловых прудов и резервуаров ловушечной нефти и др.). После их раздельной очистки на локальных очистных сооружениях и последующего объединения перед биологической очисткой, сточные воды могут быть направлены в оборотную систему только после обессоливания. Обессоливание, по-видимому, целесообразно совмещать с очисткой перед смешением, до подачи на биологическую очистку. [c.205]

        Вторая система канализации содержит несколько сетей сильно загрязненных органическими загрязнителями сточных вод (0,05-1% по весу) стоки с установок обессоливания нефти, сернисто-щелочные стоки, кислые стоки и др. Обычно каждая установка, сбрасыва -ющая сильно загрязненные стоки, оборудована индивидуальным трубопроводом, подающим стоки на очистные сооружения. [c.8]

    chem21.info

    Обессоливание нефтей на НПЗ

    Химия Обессоливание нефтей на НПЗ

    просмотров - 138

    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 желœезо, каль­ций, магний, натрий и соединœения 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 гᴦ. 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. При этом 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 распределœены 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 всœего поверхност­ным натяжением - силой, с которой жидкость сопротивляется уве­личению своей поверхности. 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 всœего образуется гидрофобная эмульсия, так как эмульгаторами в этом случае являются растворимые в нефти смолисто-асфальтеновые вещества, соли органических кислот, а также тонкоизмельченные частицы глины, окислов металлов и др. Эти вещества, адсорбируясь 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 деэмульгаторов, 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 кинœетической стадии.

    На установках обезвоживания и обессоливания нефти широко применяются водорастворимые, водонефтерастворимые и нефтерастворимые 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 легкоподвижными жидкостями с низкой темпе­ратурой застывания и могут применяться без растворителя, удобны для транспортирования и дозировки.

    В качестве растворителœей нефтерастворимого деэмульгатора применяются низкомолекулярные спирты (метиловый, изопропиловый и др.), ароматические углеводороды и их смеси в различных со­отношениях

    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. По этой причине конечное содержание воды в нефти, обработанной в электрическом поле переменного тока, колеблется от следов до 0,1 %.

    Количество оставшихся в нефтях солей зависит как от содержания остаточной воды, так и от ее засоленности. По этой причине 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 ЭЛОУ 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. Повышение температуры до определœен­ного предела способствует интенсификации всœех 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. При этом повы­шение давления вызывает крайне важность 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. Обычно перемешивание не­фти с деэмульгатором осуществляют в сырьевом центробежном на­сосœе. При этом лучше иметь такие специальные смесительные устрой­ства, как диафрагмы, клапаны, вращающиеся роторы и т.д. Целœесо­образно также иметь на ЭЛОУ дозировочные насосы малой произ­водительности.

    Основным аппаратом ЭЛОУ является электродегидратор, где, кроме электрообработки нефтяной эмульсии, осуществляется и от­стой (осаждение) деэмульгированной нефти, ᴛ.ᴇ. он является одно временно отстойником. Среди применяемых в промысловых и завод­ских ЭЛОУ различных конструкций (вертикальных, шаровых и гори­зонтальных) более эффективными оказались горизонтальные электродегидраторы.

    Технико-экономические показатели ЭЛОУ значительно улучша­ются при применении более высокопроизводительных электродегидраторов 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 электродегидраторами 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 строятся только с встроенными горизонтальными электродегидраторами 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.

    Принципиальная тех­нологическая схема уста­новки (секции) электрообессоливания нефти приведена на рис.2: Смесь сырой нефти, деэмульгатора и содовоще­лочного раствора (последний вводится для подавления сероводородной коррозии) нагревается в теплообменниках (в от дельно стоящем ЭЛОУ дополнительно в пароподогревателœе) до оптимальной температуры, смешивается в инжекторном смесителœе 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. Электродегидратор представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат, внутри которого посœерединœе 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 реализуются через расположенные в нижней и верх­ней частях аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники), обеспечивающие равномерное распределœение восходя­щего потока нефти. В нижней части ЭГ между распределителœем и электродами поддерживается определœенный уровень воды, содержа­щей деэмульгатор, где происходит термохимическая обработка эмульсии и отделœение 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.

    ­

    Читайте также

  • - 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... [читать подробенее]

  • oplib.ru


    Смотрите также