Обессоливание и обезвоживание нефти. Подача щелочи в нефть


Расход щелочи - Справочник химика 21

    На щелочную очистку влияют те же факторы, что и на кислотную количество и концентрация реагента, температура, продолжительность и т, д. Расход щелочи, применяемой для очистки масла, составляет 0,3—1,0% от его массы и зависит от кислотного числа очищаемого масла и концентрации щелочи в растворе. Раствор гидроокиси натрия имеет обычно концентрацию 2—10% концентрация растворов карбоната натрия и тринатрийфосфата несколько выше — до 10—20%- Желательно применять слабые растворы, чтобы предотвратить образование эмульсии масла с водой, однако при слабых растворах усиливается гидролиз нафтеновых мыл и в масле остается значительное количеств о нафтеновых кислот. [c.116]     Однако ири щелочной очистке процесс необратим. Это при-иодит к расходу щелочи, образованию шлама в виде Na S и потере сероводорода для дальнейшей переработки. [c.52]

    Решение, а) Определим расход щелочи на установке. [c.247]

    Недостатками экстракционного способа демеркаптанизации являются также большой расход щелочи, образование сернисто-щелочных стоков и низкая эффективность способа по отношению к тяжелым (С4 и выше) меркаптанам. [c.19]

    Увеличили расход щелочи до 6 м /ч. Уменьшили подачу сырья до минимума  [c.85]

    Расход щелочи показан на машинное СУ выщелоченное [c.137]

    Присадка АзНИИ-4 или АзНИИ-7 3.0 5.0 90,4 Расход щелочи указан на машинное [c.139]

    Опыты на пилотной установке проводили с двумя образцами смеси прикамских нефтей. Обессоливание проводили по трехступенчатой схеме. Производительность установки 1,5 объем/(объем ч), температура 100° С, деэмульгатор диссольван 4411 подавали на первую ступень в количестве 20 г/т, расход щелочи ЫаОН до 50 г/т. Щелочь подавали на вторую, а иногда и на третью ступень. Опыты с подачей щелочи перед первой ступенью не проводили, так как первая ступень работала достаточно эффективно и реакция дренажных вод этой ступени была близка к нейтральной. [c.81]

    Расход щелочи указан на машинное СУ выщелоченное См. технологию очистки готовых масел МК-22 и индустриального 50 [c.139]

    Стоки ЭЛОУ Киришского НПЗ предварительно нейтрализовались ЫаОН до pH = 8, расход щелочи составлял 0,5 кг на 1 м раствора. Унос жидкой фазы из скруббера (при скорости парогазовой смеси в скруббере до I м/с) достигал 7%, после циклона — до 0,5%. Затраты тепла на упаривание 1 кг воды были равны 3560 кДж. В верхнюю часть скруббера, заполненного насадкой из колец Рашига, подавался конденсат (до 10% от исходного раствора) для промывки насадки. Паро-газовую смесь,выходящую из скруббера при температуре 200° С, предполагалось использовать как теплоноситель в теплообменниках для подогрева нефти на ЭЛОУ. [c.45]

    Расход щелочи, % на кислое масло............0,2—1,5 [c.252]

    Расход эмуль- гатора, г/т Расход щелочи, г/т Содержание солей, мг/л pH дренажной воды по ступеням  [c.84]

    Расход щелочи, г/т Содержание солей в нефти, мг/л [c.92]

    Щелочь необходимо подавать и после ЭЛОУ для нейтрализации солей кальция и магния, расход ее регулируют в зависимости от концентрации хлоридов в обессоленной нефти и в конденсатной воде на АВТ, если их концентрация выше 30 мг/л, то увеличивают расход щелочи и пара. При остаточном содержании солей в нефти ниже 10 мг/л расход щелочи обычно составляет 1-5 г/т нефти. Для улучшения диспергирования в сырой нефти щелочь подают в виде 1-4 ного водного раствора. [c.140]

    Следует ожидать, что в дальнейшем на нефтехимических предприятиях, где расход щелочи в технологических процессах продолжает оставаться весьма значительным, установки карбонизации будут использоваться, и, следовательно, необходимо при решении технологических процессов стремиться к использованию щелочных растворов высокой концентрации (10%), что позволит работать установкам карбонизации по полной схеме с получением щелочи, годной для повторного использования. [c.187]

    С целью выяснения влияния pH дренажной воды на эффективность реагента АНП-2 была поставлена серия опытов с постоянным расходом реагента 50 г/т нефти, а расход щелочи, подававшейся в виде 0,1 N раствора КОН, менялся в молярно.м отношении АНП-2 и КОН от 1 0,5 до 1 4. В табл. 2 приводятся [c.188]

    Влияние расхода щелочи и pH дренажной воды на деэмульгирующую способность реагента АНП-2 [c.189]

    Ароматические многоядерные углеводороды можно окислять в других доступных средах. Так, при окислении воздухом эмульсии ароматических углеводородов в 4—6%-ном растворе щелочи при 260—280 °С и 7,9—8,0 МПа антрацен окисляется с высоким выходом в антрахинон, а из других углеводородов образуются смеси поликарбоновых кислот ароматического ряда, составом которых можно управлять [70]. Такой процесс пока не реализован из-за жестких условий его проведения и значительного расхода щелочи (1 моль на 1 моль углеводорода). [c.44]

    Если потребность в дифенолах отсутствует, то при нагревании за счет дегидратации можно получить исходные вещества. С помощью этих методов из смесей углеводородов выводятся кислородсодержащие гетероциклические соединения, причем к чистоте исходного сырья не предъявляют особых требований [9]. Недостатками методов оказывается необходимость работы при высоких температурах (до 400—450 °С), большой расход щелочи, которую трудно утилизировать, сильная коррозия аппаратуры, технические трудности при работе с расплавами щелочи. [c.297]

    В условиях равновесия вытесняет меркаптаны из раствора. Однако при концентрации ее более 0,1% скорость абсорбции в значительной мере лимитируется процессами в жидкой фазе. Это позволяет путем подбора условий абсорбции достичь высокую степень извлечения меркаптанов (95+99 ) при извлечении на 35-40 и резко сократить расход щелочи. [c.85]

    Удельные показатели расхода щелочи (в расчете на 92%-ную) [c.226]

    Мероприятиями, способствующими сокращению расхода щелочи, являются частичный возврат отработанного щелочного раствора в отмывочный реактор и отмывка в ванне с постепенным обновлением раствора щелочи, что предпочтительнее, чем противоточная промывка. [c.23]

    Проведение регенерации под давлением позволяет повысить температуру регенерации и тем самым степень гидролиза диаммонийфосфата. Регенератор снабжен подогревателем 9 и дефлегматором 8. Пары 20—30 %-ного аммиака очищаются от примесей СО2 в промывателе 10 циркулирующим раствором щелочи. Количество улавливаемого диоксида углерода в 20—30 раз меньше, чем в случае улавливания аммиака водой. Соответственно уменьшается и расход щелочи. 20-30 %-ная аммиачная вода конденсируется и охлаждается в холодильнике II и после этого [c.194]

    После отделения нижней, кислотной фазы оставшиеся кислые углеводороды отводят в сборник и подвергают сначала водной промывке, а затем защелачиванию. Водная промывка служит для того, чтобы отмыть унесенный из мешалки кислый гудрон и тем самым уменьшить расход щелочи при защелачиванип. При защела-чиваиии темных нефтепродуктов следует опасаться образования эмульсии. Для маловязких продуктов с этой точки зрения рекомендуются растворы едкого натра 10—25%-ной концентрации. Подогрева нефтепродукта не требуется. [c.237]

    Пример 14. 19. На установке подвергнуто выщелачиванию 6000 т керосина. Исходная кпслотпость дпстпллята кероснна 75 мг КОН конечная кислотность керосина 4 мг КОН плотность керосина д.,о = 0,840 г/см . На выщелачивание этого кероспна израсходовано 70 раствора щелочи крепостью 8° Ве. Требуется определить, па сколько практический расход щелочи больше теоретического. [c.298]

    Решение, а) Исходя пз кислотностей кероспна, определим теоретик ческий расход щелочи. Необходимо отметить, что расходы обычно вычисляются в процентах на твердую каустическую соду, т. е. на твердый технический едкий патр, учитывая, что содержание едкого натра в технической каустической соде составляет 92 [c.298]

    Таким образом, практический расход щелочи больше теоретического в 1,07 рчза, или, приняв теоретический расход аа 100%, найдем, что практический расход равен 1,07 - 100 = 107%. [c.299]

    Дата, время Расход сырья, м /ч Давление кгс/см" Темпера- тура. V Расход щелочи, л/ч Расход воздуха, нм7ч ррт после очистки Примечанис [c.86]

    Дата, время Расход сырья, М " /ч Давление кгс/см Темпера- тура, Ос Расход щелочи, л/ч Расход воздуха, нм 7ч i KSII. ppm после очистки Примечание [c.87]

    Типовая схема установки электрообессоливания (ЭЛОУ), используемой на НПЗ, представлена на рис. 1.1. Сырая нефть прокачивается через теплообменники 2, и с температурой 80—120 °С поступает в электродегидратор первой ступени 6. Перед насосом I в нефть вводится деэмульгатор, а после теплообменников— раствор щелочи, чтобы довести pH дренажной воды до 7,0—7,5. Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Расход щелочи для повышения pH дренажной воды на единицу составляет 10 г/т [1]. Насосом 8 подается свежая вода на первую и вторую ступени электрообессоливания. В инжекторном смесителе 3 нефть перемешивается с раствором щелочи и водой, и смесь подается в низ электродегидра- [c.12]

    Этот способ еще сохранился для получения винилиденхлорида, три- II тетрахлорэтпленов, но он имеет ряд недостатков расход щелочи, потеря хлора (в виде соли), образование значительного количества сточных вод. Термическое дегидрохлорирование устранило эти недостатки и позволило получать хлоролефнпы более эконочичным способом  [c.147]

    Этим путем из толуола через бензойную кислоту и ее соль можно получать терефталевую кислоту, однако в первоначальном варианте метод не нашел применения из-за двух главных недостатков смесь находится в твердом состоянии, что неудобно для транспортирования и других операций, и велик расход щелочи (для получения солей) и серной кислоты (для выделения свободной терефталевой кислоты), причем в виде трудноиспользуемого отхода образуется сульфат калия. В последнее время сообщается об устранении этих недостатков процесс ведут в легко транспортируемой суспензии солей в диметилтерефталате, а для получения бензоата калия и выделения свободной терефталевой кислоты используют реакцию солевого обмена  [c.396]

    Для глубокого обессоливания нефтей, при промывке которых образуется дренажная вода с нюким pH (например, прикамских) наряду с деэмульгатором требуется подача щелочи в пределах, обеспечивающих доведение pH до 7,0-7,5. Орио1т1фовочный расход щелочи на ступв1Ь необходимой для повыш№ия pH дренажной воды на еджииу, составляет 10 г/т [72]. [c.103]

    При обессоливанин нефтей, в которых содержится большое количество веществ кислого характера, наряду с деэмульгатором следует подавать щелочь. Необходимый расход щелочи определяется pH (5,5-7). [c.140]

    Из-за большого количества токсичных сточных вод и расхода щелочи 9тот способ вытесняется термическим дегидрохлорированием соответствуюшд Х хАор" этапов и совмещенными методами. Три- и тетрахлорэтилен этим путем можир получить, исходя из ацетилена (через 1,1,2,2-тетрахлорэтан) или иэ этилен (через ],2-дихлорэтан)  [c.413]

    Реагентное хозяйство НПЗ предназначено для приема со стороны, хранения и подачи потребителям жидких реагентов, избирательных растворителей и т. п. Но.менклатура реагентов, применяемых на НПЗ, весьма обширна и зависит от глубины переработки нефти, профиля предприятия, набора технологических установок. На заводах с глубокой переработкой нефти, на предприятиях топливно-масляного профиля номенклатура и объем потребления реагентов значительно шире, чем на заводах с неглубокой переработкой нефти. В табл. УП1.4 приведены данные о расходе основных реагентов на НПЗ двух различных профилей. Как следует из табл. УП1.4, на обоих заводах в больших количествах расходуются щелочь, моноэтаноламин, диэтнленгликоль, деэмульгатор и ингибитор коррозии. На НПЗ топливно-масляного профиля кроме этих реагентов расходуются метилэтилкетон, пропан, бензол, толуол, фенол, этан. [c.228]

    Кажущееся несоответствие между расходом щелочи и изменением pH воды в описанном опыте объясняется значительной буферностью пластовой воды, что достаточно четко подтверждается данными, приведенными в табл. 3 и 4, где показаны результаты измерений pH водных растворов реагента АНП-2 различной концентрации, а также изменение значений pH при нейтралнзации этих растворов водными растворами щелочи в молярном соотношении АНП и КОН, равном от 1 1 до 1 5, В табл, 3 приведены результаты эксперимента, проведенного на дистиллированной воде, а в табл. 4 — на пластовой воде Зольненского промысла НПУ Ставропольнефть, [c.189]

    Скорость газа из условий уноса капель жидкости не должна быть более О,3-0,4 м/с при Р = 10 ат. Оптимальные условия достигаются при малой плотности орошения и невысокой концентрации щелочи (5-В% НаО И ) и низкой температуре. Б результате общий расход щелочи при содержании в газе 0,1-0,3 составляет 1-3 кг на 1000 м газа. Наиболее благоприятное давление очистки 10-20 ат,поэтому при конверсии под высоким давлением ее желательно производить перед последней ступенью комГфессии. [c.85]

    Меркаптометионовая кислота титруется с метилоранжем как двухосновная кислота, но при титровании с фенолфталеином расход щелочи соответствует трем эквивалентам. При нагревании с избытком щелочи дисульфид разлагается, образуя, повидимому, суль-феновую кислоту, так как полученный раствор дает с хлорным железом синее окрашивание  [c.183]

    Для увеличения концентрации отработанной щелочи в смешанном стоке выше 0,1% использована средняя лроба отработанной щелочи, составленная из образцов отработанных щелочей всех установок одного из НПЗ пропорционально расходу щелочи на каждой установке. Состав средней пробы приведен ниже  [c.255]

    Элементарная сера, образующаяся в природном газе, может быть удалена на стадии очистки аминами, предшествующей удалению СНГ. На тех нефтеочистительных заводах, которые работают по схеме только щелочной демеркаптанизации, сера, будучи нерастворимой в щелочах, легко удаляется. Однако на некоторых заводах перед щелочной демеркаптанизацией применяют амино-вую очистку с целью удаления основной массы Нг5 и снижения расхода щелочи. На данной стадии процесса растворяется некоторое количество элементарной серы. Однако заводы, работающие по комбинированной аминощелочной схеме, испытывают меньше затруднений с элементарной серой, чем заводы, имеющие лишь одну стадию щелочной демеркаптанизации. [c.31]

    Глина предварительно подсушивается в сушилке с паровым обогревом при температуре 200-250°С, а затем измельчается. Чем меньше фракция, тем лучшими отбеливающими свойствами обладают природные адсорбенты в процессе контактной очистки. Расход отбеливающей глины зависит от их активности. Так, при регенерации автомобильных и дизельных масел объем израсходованной глины составляет 5-10% к объему масла (в зависимости от стеггени нх отработанности). Расход щелочи 5% на сырье при 10%-ной водной концентрации. Смесь масла с глиной без прекращения работы перемешивающего устройства смесителя 4 подается в центрифугу 5, [c.215]

    Эффективность отделения примесей как нри естественном отстаивании, так и в электрическом поле постоянного тока, зависит от температуры, давления, гидравлического режима смешения и осаждения. Отделяемые в процессе очистки продукты осаждаются при температуре 30—60 °С. В этом интервале температур снижается вязкость дисперсионной среды и тем самым облегчается выпадение удаляемых частиц. С повышением температуры возможны побочные реакции, что ухудшает качество очищаемых продуктов. Давление в электроразделителе должно бь1ть таким, чтобы очищаемый продукт находился в жидкой фазе. Положительный результат может быть достигнут только при определенной степени дисперсности, получаемой в определенном режиме смешения. Интенсивность перемешивания с учетом расхода щелочи определяют ио числу Ке. Ниже представлены данные о влиянии гидравлического режима при смешении на кислотность легкого керосина (длительность перемешивания 15 мин, градиент поля 0,8 кВ/см)  [c.56]

chem21.info

Сырая нефть; II- деэмульгатор; III- сброс воды; IV- подача щелочной воды; V- обессоленная и обезвоженная нефть

3.1. Нефтяные эмульсии

Условия образования эмульсий. Эмульсией называется такая система двух взаимно нерастворимых или не вполне растворимых жидкостей, в которых одна содержится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул), исчисляемых триллионами на литр эмульсии. Жидкость, в которой распределены глобулы, называется дисперсионной средой, а вторая жидкость, распределенная в дисперсионной среде, - дисперсной фазой.

Нефтяные эмульсии имеют цвет от светло-желтого до темно-коричневого. В большинстве случаев они являются эмульсиями типа вода в нефти, в которых дисперсионный средой является нефть, а дисперсной фазой – вода. Такие эмульсии гидрофобные: в воде они всплывают, а в бензине или других растворителях равномерно распределяются. Реже встречаются эмульсии типа нефть в воде, в которых дисперсионный средой служит вода. Такие эмульсии гидрофильны: в воде они равномерно распределяются, а в бензине тонут.

Вязкая эмульсия, в том числе и нефтяная, может образоваться только тогда, когда механическое воздействие на смесь двух взаимно нерастворимых жидкостей будет вызывать диспергирование, т.е. дробление жидкости на очень мелкие частицы.

Иначе обстоит дело, если смесь двух нерастворимых жидкостей находится в условиях, способствующих диспергированию, и в ней присутствует какое-либо поверхостно-активное вещество, понижающее поверхностное натяжение за счет образования адсорбционного слоя.

Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами. Ими являются такие полярные вещества нефти, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные неорганические примеси.

В образовании стойких нефтяных эмульсий принимают участие твердые углеводороды – микрокристаллы парафинов, церезинов и смешанных алкано-циклоалкановых углеводородов, которые, адсорбируясь на поверхности эмульсионных глобул, образуют своеобразную броню. Эмульгаторами в сырой нефти чаще всего являются смолы. Они хорошо растворяются в нефти и не растворяются в воде. Смолы, адсорбируясь на поверхности раздела нефть – вода, попадают в поверхностный слой со стороны нефти и создают прочную оболочку вокруг частиц воды.

Алюминиевые, кальциевые, магниевые и железные мыла нефтяных кислот хорошо растворимы в нефти и ее дистиллятах, поэтому они также способствуют образованию гидрофобных эмульсий. Наоборот, натриевые мыла нефтяных кислот хорошо растворимы в воде и хуже в углеводородах. Поэтому они адсорбируются в поверхностном слое со стороны водной фазы, обволакивают капельки нефти и так способствуют образованию гидрофильной эмульсии типа нефть в воде.

При наличии эмульгаторов обоих типов возможно обращение эмульсий, т.е. переход их из одного типа в другой. Этим явлением пользуются иногда при разрушении эмульсий.

Свойства нефтяных эмульсий. Нефтяные эмульсии характеризуются следующими физико-химическими свойствами: дисперсностью, вязкостью, плотностью, электрическими свойствами, устойчивостью.

Под дисперсностью понимают степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях изменяются от 0,1 до 100 мкм. Вязкость нефтяных эмульсий выше, чем вязкость воды и нефти. Электрическая проводимость эмульсий зависит от содержания воды, дисперсности эмульсии, а также от количества растворенных в воде солей и кислот.

На устойчивость нефтяных эмульсий, т.е. способность в течение определенного времени не разрушаться и не разделяться на нефть и воду, влияют дисперсность, температура смешивающихся жидкостей, наличие в составе эмульсий эмульгаторов.

Способы разрушения нефтяных эмульсий. Механизм разрушения нефтяных эмульсий состоит из нескольких стадий: 1) столкновение глобул (частиц) воды; 2) слияние глобул в более крупные капли; 3) выпадение капель.

Для того чтобы разрушить эмульсии, в промышленной практике применяются следующие методы: механические; термический; химический; электрический.

К механическим методам относятся отстаивание, центрифугирование и фильтрование. Процесс отстаивания применяется для отделения основной массы воды в сырьевых резервуарах промысловых систем сбора нефти. Фильтрование и центрифугирование пока не нашли практического применения.

Термический способ основан на применении теплоты. При нагревании эмульсии пленка эмульгатора расширяется и лопается, а капельки жидкости сливаются друг с другом.

Широко используется для разрушения эмульсий химический метод – обработка деэмульгаторами – веществами, которые ослабляют структурно-механическую прочность слоев, обволакивающих капли воды. В качестве деэмульгаторов применяются различные поверхностьно-активные вещества, однако механизм их действия на эмульсии весьма сложен и мало изучен. По характеру поведения в водных растворах деэмульгаторы делятся на ионо-активные и неионогенные. Первые в растворах диссоциируют на катионы и анионы, вторые ионов не образуют. Наилучшим деэмульгирующим действием обладают применяемые в настоящее время на промыслах и НПЗ неионогенные деэмульгаторы - проксамин, диссольван, прогалит, ОЖК (оксиэтилированные жирные кислоты).

Электрический способ разрушения эмульсий основан на том, что благодаря воздействию электрического поля создаются благоприятные условия для увеличения вероятности столкновения глобул воды. При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле, заряженные отрицательно частицы воды начинают передвигаться внутри капли, которая приобретает грушевидную форму, обращенную острым концом к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов происходит изменение конфигурации капли. Отдельные капли стремятся передвигаться в электрическом поле по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом, сливаются в более крупные капли и осаждаются.

В промышленной практике для удаления воды и солей из нефти широко применяются комбинированные методы разрушения эмульсий – термохимический, электротермохимический и др.

studfiles.net

Технологические схемы и режим обезвоживания п обессоливания нефти в электродегидраторах

из "Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения"

На нефтепромыслах нефть поступает на ЭЛОУ после обработки в термохимических отстойниках, где отделяется основная масса пластовой воды, содержащейся в нефти, что облегчает работу следующих за ними электрических ступеней. На нефтеперерабатывающих заводах многие электрообессоливающне установки также имеют в начале схемы термохимическую ступень, на которую подают обычно только раствор деэмульгатора. На электрические ступени поступает 3—7% промывной воды и до 50 г1т раствора щелочи. Щелочь необходима для создания нейтральной или слабощелочной среды, благодаря чему ускоряется процесс деэмульсации, уменьшается сила тока в электродегидраторах и коррозия аппаратуры ЭЛОУ. При разрушении стойких эмульсий деэмульгатор подают и на следующие ступени для более полного деэмульгирования нефти. [c.72] На рис. 32 приведена принципиальная технологическая схема типовой электрообессоливающей установки, состоящей из 12 вертикальных электродегидраторов. Сырая нефть вместе с промывной водой, деэмульгатором и щелочью прокачивается насосом 1 через теплообменник 2 и пароподогреватель 3 в вертикальные электродегидраторы 5 первой ступени, где удаляется основная масса солей вместе с промывной водой. Нефть после первой ступени электродегидраторов поступает в промежуточную емкость 7, откуда вместе со свежей водой и щелочью забирается насосом 8, закачивающим указанную смесь в электродегидраторы 5 второй ступени дпя вторичной обработки. Обработанная нефть после второй ступени направляется в промежуточную емкость 11, из которой насосом 12 прокачивается через теплообменник 2 и холодильник 13 в резервуары обессоленной нефти. Отстоявшаяся в электродегидраторах вода направляется в водоотделитель 14 для дополнительного отстоя, после чего сбрасывается в канализацию. Уловленная в водоотделителе нефть вновь поступает на прием сырьевого насоса ЭЛОУ. [c.72] Линии I — сырая нефть II — свежая вода III — щелочь IV — деэмульгатор V—пар VI — обессоленная нефть VII — вода в канализацию. [c.73] Линии I — сырая нефть II — деэмульгатор III — щелочь /У — свежая вода У — обессоленная нефть VI — пар VII — вода в канализацию. [c.74] В первый электродегидратор насосом 8 подается вода, дренируемая из второго электродегидратора. На входе в каждую ступень установлены смесительные клапаны 10 с регулируемым перепадом давления. На выходе из второго электродегидратора имеется клапан 11, регулирующий давление в аппарате. [c.74] В ЭЛОУ, совмещенных с установками первичной перегонки, основная схема движения нефти и подачи реагентов примерно та же, только вместо пароподогревателей в схему включены теплообменники, в которых нефть нагревается за счет тепла продуктов перегонки. Обработанная нефть после ЭЛОУ поступает на всасывание сырьевого насоса перегонной установки. [c.74] На ЭЛОУ, встроенных в АВТ (или АТ), нефть также подогревается за счет тепла продуктов перегонки, а электродегидраторы, как уже отмечалось, работают под давлением сырьевого насоса установки. После ЭЛОУ нефть под давлением электродегидраторов поступает в следующую серию теплообменников, а затем в колонну. [c.75] Жесткую связь установки обессоливания с прямогонпой системой, при которой обессоленная нефть из электродегидраторов поступает к сырьевым насосам или в теплообменники и колонну, широко применяют на современных зарубежных нефтеперерабатывающих заводах. Например, в США все нефтезаводы незавпсимо от качества поступающей нефти имеют установки для ее обезвоживания и обессоливания, смонтированные вместе с прямогонными установками [10]. [c.75] Вследствие глубокого обессоливания нефти, несмотря на высокое (3—5%) содержание в ней серы обеспечивается длительный межремонтный пробег установок. Атмосферная часть нефтеперегонной установки работает без остановки более 2 лет. Столько же работают без перерыва установки АВТ на заводе в Лейк-Черзле, где обессоливание нефти проводят при 120° С содержание солей в обработанной нефти не превышает 10 мг/л. В нефти, поступающей на завод, содержится 200—250 мг/л солей и до 0,5% воды. [c.76] Обессоливание нефти на заводе в Полсборо также проводят в аппаратуре, смонтированной на площадках прямогонных установок. При этом применяют комбинированный процесс, сочетающий термохимическую и электр1шескую обработку. Сырая нефть, содержащая 150. чг/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. Избыточное давление в электродегидраторе около 10 ат. Содержание солей в обессоленной нефти не более 5—10 мг/л. [c.76] Обессоливание нефти на заводе в Ричмонде осуществляют с применением деэмульгатора третолайт. Кроме деэмульгатора в нефть добавляют ингибитор коррозии кантол [4]. [c.76] На нефтеперерабатывающих заводах лучше всего строить электрообессоливающие установки либо совмещенные с прямогонной установкой, либо встроенные в нее. Хотя встроенные ЭЛОУ, казалось бы, более экономичны, чем совмещенные, так как при их применении не нужны сырьевые насосы прямогонной части установки, в некоторых случаях выгоднее применять совмещенные ЭЛОУ. [c.76] При жестком соединении ЭЛОУ с прямогонной частью установки нефть в колонну поступает сразу после электродегидраторов, поэтому нужно вести обессоливание очень ровно и четко. Для этого необходимо создать условия для бесперебойной работы электродегидраторов, в том числе проходных и подвесных изоляторов применять для обессоливания нефти высокоэффективные деэмульгаторы (неионогенные), способные обеспечить полное вымывание солей, четкий раздел фаз в электродегидраторах и минимальное образование отложений в аппаратуре полностью автоматизировать установку. [c.77] Для улучшения работы ЭЛОУ необходимо обеспечить также надежную работу регуляторов уровня воды в электродегидраторах, создать и освоить приборы, замеряющие электропроводность обработанной нефти и pH дренируемой воды в потоке. При помощи прибора, контролирующего электропроводность обессоленной нефти, можно своевременно обнаружить и ликвидировать нарушения технологического режима и устранить возможность попадания воды в нефть, поступающую на перегонку. Прибор для определения pH показывает правильность подачи щелочи в нефть. При pH 7 увеличивают подачу щелочи, при pH 7 — уменьшают. [c.77] Большое значение имеет равномерная подача деэмульгатора в нефть и необходимый контакт нефти с промывной водой и реагентами. Применяемые на ЭЛОУ дозировочные насосы типа РПН не приспособлены для подачи высокоэффективных деэмульгаторов, расход которых невелик, и не обеспечивают точной дозировки реагента. Например, при производительности установки 400 м ч и подаче 30 г/т деэмульгатора в виде 2%-ного водного раствора закачивается около 500 л ч жидкости. При подаче такого же количества деэмульгатора в нефть без разбавления закачивается всего около 10 л1ч жидкости. [c.77] Зарубежные фирмы, предлагая различные высокоэффективные деэмульгаторы, рекомендуют подавать пх в нефть без дополнительного разбавления водой пли другими растворителями. Отечественный нефтерастворнмый деэмульгатор дипроксамин 157, обладающий низкой температурой застывания, также целесообразно подавать в нефть без растворителя. Поэтому на ЭЛОУ следует предусмотреть дозировочные насосы производительностью 10—100 л ч для подачи деэмульгатора. [c.77] Для полного вымьгеания солей необходимо обеспечить тесный контакт между капельками содержащейся в нефти соленой воды и промывной воды. В зависимости от характера нефти и устойчивости образуемой эмульсии требуется в большей или меньшей степени перемешивать воду с нефтью. Степень перемешивания зависит также от природы деэмульгатора, его поверхностной активности и способности диффундировать в нефти. Обычно на ЭЛОУ нефть с водой и реагентами перемешивают при помощи смесительных диафрагм, регулируемых вручную задвижек или клапанов, перепад давления на которых регулируется автоматически. Последний способ перемешивания имеет существенный недостаток, так как при чрезмерном увеличении скорости струп в клапане может образоваться стойкая трудноразруша-емая эмульсия. Нередко при повышении перепада давления на смесительном клапане в нефти увеличивается содержание остаточной воды, а следовательно, солей. [c.78] Для обеспечения глубокого обессоливания нефти существенное значение имеет также величина напряженности электрического поля. Поэтому к электродам электродегидраторов (особенно последней ступени) целесообразно подавать возможно большее напряжение (33 или 44 кв). [c.78]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Нефть кислотная обработка - Справочник химика 21

    Ме = 773) м сутки. Это следует объяснить рядом факторов, главный из которых — аномально высокое пластовое давление, созданное в залежи пласта A4 в январе —марте 1968 г. За 8 месяцев в скважину закачали 160 тыс. м сточной воды и попутно более 3 т механических примесей и около 2 т нефти. Для восстановления снижающейся приемистости на скважине были проведены две кислотные обработки. [c.127]

    Кислотная обработка применяется главным образом в песчаных породах с карбонатными прослойками, а также в тех случаях, когда частицы песка связаны между собой карбонатами кальция или магния. Кислотный раствор разлагает карбонаты, получаются углекислые, хорошо растворимые в воде соли кальция и магния и углекислый газ. Это приводит к расширению пор в пласте вокруг скважины, увеличению проницаемости, увеличению и улучшению поступления нефти в скважину. Закачка кислотного раствора производится по насосно-компрессорным трубам, а удаление — по кольцевому пространству. После пропускания кислотного раствора производится промывка скважины водой и нефтью. Для того чтобы предохранить трубы и другое оборудование от коррозии, в кислотный раствор добавляют специальные вещества — ингибиторы, которые препятствуют реакциям взаимодействия кислоты с металлом. [c.128]

    Иногда в нефть также подается щелочь, которая необходима для подавления коррозии в случае содержания в нефти свободного сероводорода, а также для нейтрализации неорганических кислот, попавших в нефть при кислотной обработке скважин. В качестве промывной воды применяется свежая речная вода, паровой конденсат и вода из систем оборотного водоснабжения. Перед подачей в нефть воду подогревают. [c.117]

    При обессоливании нефти с применением неионогенных деэмульгаторов к промывной воде добавляется щелочь. Щелочь необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при кислотной обработке скважин. Необоснованное применение щелочи ухудшает условия деэмульгирования вследствие осаждения хлористых солей из пластовой воды. [c.32]

    Значительным резервом добычи нефти из карбонатных коллекторов является проведение различного вида кислотных обработок скважин (простые, термокислотные, пенокислотные, нефтекислотные). Однако эффект от их проведения резко снижается с увеличением обводнения скважин. В НГДУ Октябрьскнефть разработана и широко применяется технология гипано-кислотной обработки, позволяющая интенсифицировать добычу нефти и одновременно ограничивать приток воды. За 1989-2000 гг. добыто более 120 тыс. тонн нефти, снижены отборы воды более чем на 90 тыс. куб. м. [c.32]

    При кислотных обработках призабойных зон эксплуатационных и нагнетательных скважин кислота, как известно, не внедряется равномерно во все прослои. Она уходит в отдельные, наиболее проницаемые прослои, которые в ряде случаев обрабатывать как раз нежелательно. Поэтому предлагаются различные способы обеспечения направленности закачки кислоты, применение которых позволило бы обрабатывать только избранные прослои. Наиболее надежным является гидродинамический способ обеспечения направленности, отличительной особенностью которого является одновременная закачка кислоты в избранный прослой и вспомогательной жидкости, — например, нефти или воды, — во все остальные прослои. Такая закачка приводит к возникновению противодавления в не подлежащих обработке прослоях и, следовательно, к возникновению препятствия для распространения кислоты в эти слои даже ири большой проницаемости в вертикальном направлении и даже при наличии вертикальных трещин. Соотношение между расходами кислоты и вспомогательной жидкости в первом приближении равна отношению [c.103]

    В настоящее время существенный интерес представляют пе только процессы вытеснения нефти водой, по и процессы вытеснения воды нефтью, проникновение флюидов в пласт при кислотной обработке, а также при вытеснении нефти или воды газом и т. д. [c.122]

    С и низком давлении или перегонкой в вакууме. Перегонка под давлением 4—4,5 /сГ/сж (3,92-105— 4,41-105 ц1м ) для удаления парафинов с последующей обработкой паром при атмосферном давлении дает остаточный битум улучшенного качества. Свободный углерод может быть удален из отбензиненной нефти или из крекинг-остатка осаждением, центрифугированием [447] или кислотной обработкой. Температуру можно регулировать в процессе отгонки, подавая тепло с теплоносителем. [c.95]

    Агрессивные свойства сред при добыче нефти обусловлены наличием в них большого количества минерализованной воды, а также сероводорода и оксида углерода. Особенно страдает от коррозии оборудование старых месторождений, когда с целью увеличения добычи нефти в пласт закачивают высокоминерализованную, а иногда и морскую воду, а также применяют кислотную обработку. В этом случае создаются благоприятные условия для протекания микробиологических процессов, способствующих жизнедеятельности бактерий, восстанавливающих сульфаты, что обусловливает появление сероводорода в системе. [c.41]

    Кислотная обработка впервые была применена для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки используют соляную кислоту, и метод получил название солянокислотной обработки. В результате растворения в соляной кислоте загрязнений, проникших в призабойную зону, а также и самой породы, слагающей коллектор, в призабойной зоне расширялись поры и трещины, по которым нефть из карбонатного коллектора поступала в скважину, уменьшались фильтрационные сопротивления, и приток нефти из пласта в скважину увеличивался. [c.207]

    Из данных табл. 65 следует, что глубокая кислотная обработка с использованием стабилизированной ОКЭ позволяет увеличить в 2-4 раза продуктивность по нефти таких скважин, где [c.212]

    Кислотная обработка нефтяных скважин в промышленном масштабе была осуществлена в 1932 г. (США). Предшествующий опыт применения соляной кислоты для увеличения добычи рассола из соляных скважин в Мичигане показал, что такой метод может быть с успехом применен и для нефтяных скважин. Увеличение нефтеотдачи после обработки первых скважин оказалось столь значительным, что этот способ интенсификации добычи нефти быстро распространился на другие нефтегазовые районы США. Обычно для обработки скважин применяют 15 %-й раствор соляной кислоты, в котором хорошо растворяются карбонатные породы (известняки и доломиты). Однако все большее распространение получает практика использования более концентрированных растворов H I, что приводит к достижению большей глубины проникновения кислоты в пласт и увеличению дебита скважин. Было разработано много различных композиций, основанных на соляной кислоте, с целью получения максимальной эффективности обработки скважин. Одним из первых был состав, представляющий собой композицию соляной кислоты с солью плавиковой кислоты. Наиболее часто используемые соли плавиковой кислоты — это бифторид аммония и фторид натрия. Эта смесь обладает значительно большей растворяющей способностью, чем одна соляная кислота. При этом обеспечивается возможность растворения силикатных составляющих пласта. Смесь H I и HF используют для разрушения глинистой корки, часто [c.320]

    Этиловый, изопропиловый и другие спирты используют для вытеснения остаточной нефти. Их добавляют к кислотам при кислотной обработке скважин, что приводит к снижению набухаемости глинистых пород. Это способствует увеличению радиуса воздействия кислотой на пласт, облегчению выноса продуктов реакции из призабойной зоны и увеличению эффективности кислотных обработок. [c.58]

    Сырая нефть насосом 1 прокачивается через теплообменники 2, паровые подогреватели 3 (на комбинированной установке ЭЛОУ—АТ через теплообменники боковых погонов) и с температурой 110—120 С поступает в электродегидратор I ступени 4. Перед насосом 1 в нефть вводится деэмульгатор, а после подогревателей 3 — раствор щелочи, который подается насосом 7. Кроме того, в нефть добавляется отстоявшаяся вода, которая отводится из элек-тродегидратора II ступени и закачивается в инжекторный смеситель 5 насосом 13. С помощью насоса 8 предусмотрена также подача свежей воды. В инжекторном смесителе 5 нефть равномерно перемешивается со щелочью и водой. Раствор щелочи вводится для подавления сероводородной коррозии для нейтрализации кислот, попадающих в нефть при кислотной обработке скважин, а вода — для вымывания кристаллов солей. [c.9]

    Типовая схема установки электрообессоливания (ЭЛОУ), используемой на НПЗ, представлена на рис. 1.1. Сырая нефть прокачивается через теплообменники 2, и с температурой 80—120 °С поступает в электродегидратор первой ступени 6. Перед насосом I в нефть вводится деэмульгатор, а после теплообменников— раствор щелочи, чтобы довести pH дренажной воды до 7,0—7,5. Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Расход щелочи для повышения pH дренажной воды на единицу составляет 10 г/т [1]. Насосом 8 подается свежая вода на первую и вторую ступени электрообессоливания. В инжекторном смесителе 3 нефть перемешивается с раствором щелочи и водой, и смесь подается в низ электродегидра- [c.12]

    Серия процессов, предназначенных для превращения сырой нефти и ее фракций в целевые нефтепродукты, включающая термический крекинг, каталитический крекинг, полимеризацию, алкилирование, реформинг, гидрофекинг, гидроформинг, гидрогенизацию, гидрообработку, гидрофайнинг, экстракцию растворителями, депа-рафинизацию, обезмасливание, кислотную обработку, фильтрацию с отбеливающей землей и деасфальтизацию. [c.8]

    Во II периоде средняя приемистость скважины возросла до 1O94 (Мё= = 1114) м 1сутки, хотя давление нагнетания снизилось на 4—б кГ1см (по сравнению с 1 периодом). За 12 месяцев в скважину закачали около 300 тыс. сточной воды н попутно по 5,5 т механических примесей и нефти. Снижающаяся приемистость скважины восстанавливалась двумя кислотными обработками. [c.127]

    Лейберт Б.М., Гафаров Ш.А. К вопросу о моделировании процесса нейтрализации при кислотных обработках призабойной зоны сквахин.-Нефть и газ, 1976, 12. [c.91]

    Сырая нефть прокачивается через теплообменники 2 и с температурой 80-120 С поступает в электродегидратор первой ступени 6. Перед насосом 1 в нефть вводится деэмульгатор, а после теплообменников - раствор щелочи, чтобы довести pH воды до 7,0-7,5. Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Расход щелочи для повыщения pH воды на единицу составляет Юг/т. Насосом 8 подается свежая вода на первую и вторую ступени электрообессолива-ния. [c.12]

    Для испытаний была выбрана нефтяная скв. 804 Яринской площади с интервалами перфорации 1725-1715, 1712-1699, 1452-1428 м. Со времени пуска в эксплуатацию до кислотной обработки при пластовом давлении 17,8 МПа из скважины добьшалось в среднем 2,8 т/сут жидкости, из которых нефти — 1,2 т/сут, т.е. обводненность продукции составляла 57 %. [c.136]

    Кислотные обработки применяются в нагнетательных и добывающих скважинах в процессе их освоения, для увеличения производительности (приемистости) скважин, для очистки призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды. В качестве базовых химических реагентов ийпользуют соляную и плавиковую кислоты, а также уксусную, сульфаминовую, серную кислоту, смеси органических (оксидат) и неорганических (глинокислота НС1 + + HF) кислот. [c.8]

    Требования к ПАВ для кислотной обработки нагнетательных скважин отличаются от требований, предъявляемых при обработках эксплуатационных скважин. ПАВ здесь способствуют увеличению гидрофилизирующих свойств отработавшего кислотного раствора. Гидрофилизация породы приводит к уменьшению угла избирательного смачивания для воды, в результате чего капиллярные силы становятся направленными в сторону движения потока кислоты — от забоя в пласт. Это приводит к более полному отмыву нефти в призабойной зоне и облегчению вытеснения ее из пределов ПЗП в глубь пласта. Для нагнетательных скважин высокоактивными являются неионогенные ПАВ. [c.15]

    Все существующие МУН можно условно разделить на две группы - в первую следует отнести методы, основанные на изменении коллекторских свойств пласта, во вторую - методы, базирующиеся на изменении свойств нефти. В первой группе - все виды так называемых потокоотклоняющих технологий, например, сшитые полимерные составы (СПС), полимер-дисперсные системы (ПДС), неорганические гели, а также кислотные обработки карбонатных коллекторов и методы регулирования набухаемости глинистого цемента, направленные на увеличение проницаемости. Во вторую группу в первую очередь входят газовые и тепловые методы, позволяющие за счет растворения нефти и увеличения температуры снизить вязкость нефти и межфазное натяжение на границе вода - нефть. Среди химических методов во вторую группу входят прежде всего различные способы, основанные на закачке ПАВ и их композиций. [c.26]

    Ингибиторы кислотной коррозии применяются также для защиты от коррозии наземного и подземного стального оборудования нефтяных и газовых сйважин при их кислотной обработке. Кислоту закачивают в скважины, чтобы растворять карбонаты в порах и трещинах нефтяного пласта. Кислотной обработкой можно достичь существенного увеличения притока нефти или газа из известняковых (карбонатных) отложений, С каждым годом у нас в стране увеличивается добыча нефти и газа в основном за счет разведки и открытия [c.79]

    Промысловые испытания показали высокую эффективность и успешность новой технологии. Положительные результаты получены на скважинах, где предварительно были проведены несколько нефте-соляно-кислотных и поинтервальных обработок пласта. Наибольший эффект достигнут на скв. 466, где ранее была проведена только одна соляно-кислотная обработка пласта. Следует отметить, что на этой скважине апробирована технология при трех циклах закачки вязкой эмульсии (Tjog = = 550 с) и водного раствора 12%-ной соляной кислоты. На остальных скважинах количество циклов изменялось от одного (скв. 761) до четырех (скв. 769). Выполнение данной технологии сопряжено со значительно меньшими затратами времени и средств, чем выполнение поинтервальной СКО с применением пакеров. Так, на проведение операции с тремя циклами закачки [c.191]

    Под карбонатностью нород нефтяных месторождений подразумевается суммарное содержание в них солей угольной кислоты, соды, ттоташа, известняка, доломита и т. д. По ней судят о степени сцементированности частиц породы и заполнения пор цементом, а также о целесообразности применения кислотной обработки забоя скважин для улучшения условий притока нефти. [c.5]

    Таким образом, основной целью кислотной обработки под давлением является равномерное увеличение проницаемости по всей толщине призабойной зоны и по возможности более глубокий охват обработкой продуктивного пласта. При этом не только увели-чнаается текущий дебит, но а достигается более полное извлечем нне нефти мд пласта или более полное ее вытеснение водой в случае обработок нагнетательных скважин, [c.43]

    БИТУМЫ НЕФТЯНЫЕ искусственные, остаточные продукты переработки нефти, имеющие твердую или вязкую консистенцию и состоящие из углеводородов и гете-роатомных (кислородных, сернистых, азотистых, металлсодержащих) соед. В состав Б.н. входят следующие группы в-в, различающиеся по р-римости ) асфалътены (наиб, высокомол. соед. нефти), к-рые раств. в хлороформе, сероуглероде, не раств. в спирте, эфире, ацетоне 2) асфальтоге-новые к-ты-кислые смолистые в-ва, р-римые в спирте, хлороформе, плохо р-римые в бензине 3) нейтральные смолы, р-римые в нефтяных маслах, бензоле, эфире, хлороформе и уплотняющиеся при нагревании и кислотной обработке в асфальтены 4) нефтяные масла 5) карбены - высо- [c.294]

    Кислотная очистка. Обработка сырых фракций смазочного масла серной кислотой — один из старейших и общенрнпятых методов очистки. Обработка серной кислотой имеет целью прежде всего удалить асфальтовые и ароматические соединения из масел для улучшения нх стабильности и уменьшения склонности к об-разованию осадков и отложений. Кислотная обработка остаточных тяжелых фракций, полученных из нефтей с высоким содержанием асфальта, улучшает также цвет и снижает коксуемость. Серная кислота, применяемая при очистке смазочного масла, не влияет или очень мало влияет на парафиновые и нафтеновые углеводороды, но вступает в реакцию с высшими ароматическими углеводородными компонентами и особенно со смолами и асфальтенами, которые превращаются в дегтеобразные или мазеобразные коагулированные осадки. [c.120]

    Фенске [12] опубликовал интересные данные об эффективности сернокислотной очистки типичных масел средпекоптииентальпых нефтей (табл. 31). Кислотная обработка. увеличивает нндекс вязкости от 73 пунктов до 87 и улучшает цвет от 7 до 0,5 марки по ASTM. Однако молекулярный вес и среднее число циклов на молекулу изменяются в ничтожной степени и единственным существенным изменением химического состава в результате очистки является уменьшение количества ароматических колец с И до 8%. [c.123]

    Кислотные обработки являются основным способом интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов [219, 296]. Однако кислотному воздействию свойственно быстрое снижение эффективности при проведении повторных обработок и малая глубина воздействия на карбонатный коллектор. Основным способом повышения эффективности кислотных обработок является применение добавок [296-298], снижающих скорость реакции кислоты с карбонатной породой, что позволяет увеличить глубину проникновения кислотньгх растворов в нефтяной коллектор. [c.171]

    Основными методами восстановления и повышения производительности скважин, снижения фильтрационных сопротивлений движению нефти в призабойной зоне пласта за счет растворения привнесенного кольматирующего материала и слагающих коллектор минералов являются кислотные обработки, считающиеся наименее трудоемкими. В терригенных коллекторах, имеющих низкую карбонатность (около 3...5 %) и несколько повышенную глинистость (до 10 %), традиционно солянокислотные обработки (СКО) в основном используются для очистки призабойных зон от кальцитовых отложений в добывающих скважинах, снижения межфазного натяжения на границе вода-нефть, вода-порода, нефть-порода, растворения продуктов коррозии и карбонатов в нагнетательных скважинах. Глинокислотные обработки (ГКО) позволяют еще и растворить глинистые материалы, горную породу, корку, кольматант. [c.220]

    Наряду с воздействием непосредственно на залежь для интенсификации добычи нефти используют различные химические, физические и тепловые — способы воздействия на призабойную зону. При кислотной обработке призабойной зоны поступающая в пласт кислота взаимодействует с карбонатными породами, которые связывают частицы песка, растворяет породы, что приводит к увеличению диаметра каналов пор и возрастанию проницаемости пористой породы. Весьма эффективными оказались методы газокислотной обработки скважин, термохимического и термогазохимического воздействия на призабойные зоны. [c.18]

    Для повышения производительности нефтяных и газовых скважин применяют различные физико-химические методы воздействия на призабойную зону пласта. Одним из наиболее эффективных методов воздействия является кислотная об работка [190]. Кислотные обработки в настоящее время являются основным ме тодом интенсификации притока нефти и газа, повышения приемистости нагне- тате. 1ьных скважин. Кислотные растворы применяют также для удаления глинистого раствора со стенок скважины (кислотные ванны) и для глубокой обработки пласта. [c.119]

    К производственным сточным водам относятся воды, отходящие из поверхностных конденсаторов и холодильников, из барометрических конденсаторов смешения вакуумных колонн, вода, отстоявшаяся в резервуарах для сырой нефти, а также вода, выпускаемая после защелачивания дистиллятов, кислая вода с установок кислотной обработки нефтепродуктов, сточные воды от этилосмесительных установок, от промывки аппаратуры и т. д. [c.393]

    Другим важным фактором в применении легированных сталей в процессе крекинга являются коррозионные свойства сырья. Корро-зионность сырья и дестиллатов при крекинге может вызываться или некоторыми неорганическими хлоридами, или органическими сернистыми соединениями. Такие вещества, как хлориды магния и кальция, гидролизируются в присутствии водяного пара при высокой температуре с образованием хлористого водорода, обладающего высокой кор-розийностью. Следует отметить, что содержание неорганических солей в некоторых видах сырья значительно увеличилось в течение последних лет вследствие возрастающего применения кислотной обработки скважин. Деэмульсация нефти и удаление солей перед крекингом все еще является одним из важных требований для уничтожения или, по крайней мере, снижения коррозии. [c.262]

    При обессоливанни нефти, содержащей неорганические кислоты в результате кислотной обработки скважин на промыслах. [c.177]

    Содержание азота в нефти в результате кислотной обработки снизилось до 0,177о. Очевидно, большая часть азота в нефти приходится на долю соединений, не извлекаемых указанным раствором. [c.171]

chem21.info

Обессоливание и обезвоживание нефти - Дипломная работа стр. 8

сопротивления, оптимизации места ввода нефти и гидродинамической обстановки, организации двойного или тройного ввода нефти и т.д.

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

На рисунке 2 приведена принципиальная схема ЭЛОУ с двухступенчатым обезвоживанием и обессоливанием нефти.

 

-насос сырьевой нефти; 2 - насос подачи воды; 3 - насос подачи деэмульгатора; 4- теплообменники нагрева нефти; 5 - смесительные клапаны; 6 - емкости отстоя дренажной воды; 7, 8 - электродегидраторы I и II ступени соответственно; I - сырая нефть; II - обезвоженная и обессоленная нефть; III - промывная вода; IV - деэмульгатор

Рисунок 2 − Принципиальная схема блока ЭЛОУ установки АВТ-6.

 

Сырая нефть насосом прокачивается через теплообменник, тепловые подогреватели и, нагретая до температуры (115 5) С, поступает в электродегидратор первой ступени. Перед сырьевым насосом в нефть вводится деэмульгатор, а после паровых подогревателей - раствор щёлочи. Введение раствора щёлочи для нефтей, с низким значением рН содержащейся в них воды, необходимо для обеспечения нейтральной среды, что положительно влияет на эффективность процесса. Кроме щёлочи и деэмульгатора в нефть добавляется отстоявшаяся вода, которая отводится из электродегидратора второй ступени и закачивается в инжектроный смеситель. Предусмотрена, также подача свежей воды массой до (7,5 2,5) % от массы нефти. В смесителе нефть равномерно перемешивается со щёлочью с водой.

Нефть поступает вниз электродегидратора через трубчатый распределитель. Обессоленная нефть выводится из электродегидратора сверху через коллектор. Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата.

Отстоявшаяся вода через дренажные коллекторы поступает в канализацию или дополнительные отстойники. Из электродегидратора первой ступени сверху не полностью обезвоженная нефть поступает в электродегидратор второй ступени, с верха которого обессоленная и обезвоженная нефть отводится с установки в резервуары. А на комбинированных установках нефть подогревается и подаётся в ректификационную колонну атмосферной перегонки. Основными технологическими параметрами процесса электрообессоливания нефти являются:

температура и давление в электродегидраторах,

расход промывной воды, расход деэмульгатора;

также удельная производительность электродегидратора;

содержание хлоридов и воды на входе выходе блока ЭЛОУ;

содержание нефтепродукта в дренажной воде;

содержание деэмульгатора в дренажной воде.

Как уже отмечалось, подогрев нефти до определенной оптимальной температуры снижает вязкость нефти, что облегчает седиментацию (осаждение) капель воды, способствует большей растворимости в нефти абсорбционных пленок и тем самым снижению их механической прочности. Одновременно при повышении температуры увеличивается скорость движения капель и вероятность их столкновения, что в конечном результате ускоряет их коалесценсию.

В тоже время, с увеличением температуры растет упругость паров и соответственно повышается давление в аппаратах, резко увеличивается расход электроэнергии в электродегидраторах вследствие повышения электропроводности нефти, значительно усложняются работы проходных и подвесных изоляторов. Кроме того, повышение температуры влечет за собой дополнительные затраты на охлаждение дренируемой из электродегидраторов воды перед ее сбросом в канализацию. Для каждой нефти, в зависимости от ее свойств, имеется определенный технологический и технико-экономический оптимум температуры обессоливания

Процесс обессоливания нефти связан с большим потреблением воды. На НПЗ обычно используют технологические конденсаты водяного пара, обратную воду, то есть применяется замкнутый цикл водоворота. Для сокращения расхода пресной воды и количества стоков на многих ЭЛОУ пресную воду подают только на последнюю ступень, а затем повторно используют дренажную воду с последующей ступени для промывки нефти в предыдущей. Такая схема позволяет значительно (в два - три раза) снизить потребление пресной воды и количество загрязненных стоков без ущерба для качества обессоливания.

Дальнейшее сокращение расхода пресной воды и количества стоков на ЭЛОУ может быть достигнуто, если повторно использовать воду не только со ступени на ступень, но и внутри ступеней, т.е. при рециркуляции дренажной воды. В этом случае можно обеспечить глубокое обессоливание нефтей до остаточного содержания солей (2 1) мг/дм3 при общем расходе пресной воды всего от одного до четырёх процентов (для труднообессоливаемых нефтей с высоким содержанием солей − до семи процентов).

Все сточные воды НПЗ, содержащие нефтяные соли и загрязнения, должны выпариваться на специальных установках термического обезво

www.studsell.com

Подача - раствор - щелочь

Подача - раствор - щелочь

Cтраница 1

Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Насосом 8 подается свежая вода на первую и вторую ступени электрообессоливания.  [1]

Подача раствора щелочи в диализатор и обеспечение постоянного напора, а также ее расхода производится с помощью поплавкового бачка 27 и специального дозирующего устройства. Раствор регенерированной щелочи, содержащей 80 г / л едкого натра и 1 г / л гемицеллюлоз, самотеком стекает в бак 29 ( емкостью 20 м3, расположенный в приямке, и с помощью центробежного насоса 28 ( П 15 м3 / ч, Н 20 м) перекачивается в бак 25 емкостью 220 м3 для сбора и хранения. Из этого бака раствор регенерированной щелочи перекачивается таким же центробежным насосом 26 в бак 3 для приготовления растворительной щелочи.  [2]

Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Насосом 8 подается свежая вода на первую и вторую ступени электрообессолива-ния.  [4]

Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Насосом 8 подается свежая вода на первую и вторую ступени электрообессоливания.  [5]

Подача раствора щелочи осуществляется специальными насосами.  [6]

Предусматривается возможность подачи раствора щелочи двумя порциями различной концентрации. Для этого подвод концентрированного раствора щелочи к гидроэлеватору может осуществляться соответственно по одному или по двум трубопроводам, снабженным клапанами, управляемыми автоматом регенерации.  [8]

Регенерируют ионит подачей растворов щелочи через ВРУ и кислоты через НРУ. Регенерационные растворы сбрасывают через средний дренаж. Раствор щелочи подают сразу после установления скорости встречных потоков конденсата через смесители реагентов. Подачу раствора кислоты включают при появлении окраски по фенолфталеину сброса из среднего дренажа. Скорость подачи регенерационных растворов 5 - 6 м / ч, продолжительность 20 - 30 мин.  [9]

Для перекачивания и подачи раствора щелочи в скрубберы используются центробежные щелочные насосы. Корпус насоса отлит из чугуна в форме улитки и внутри него находится стальное колесо с лопатками. При вращении колеса жидкость всасывается через центральное отверстие, выбрасывается под действием центробежной силы к периферии колеса и выходит через патрубок улитки в напорный трубопровод. Вал насоса соединен с электродвигателем через дисковую муфту. Насос и двигатель установлены на раме, укрепленной на фундаменте болтами. Вал выведен из корпуса насоса через сальник.  [11]

Для перекачивания и подачи раствора щелочи в скрубберы используются центробежные щелочные насосы. Корпус насоса отлит из чугуна в форме улитки и внутри него находится стальное колесо с лопатками. При вращении колеса жидкость всасывается через центральное отверстие, выбрасывается под действием центробежной силы к периферии колеса и выходит через патрубок улитки в напорный трубопровод. Вал насоса соединен с электродвигателем через дисковую муфту. Насос и двигатель установлены на раме, укрепленной на фундаменте болтами. Вал выведен из корпуса насоса через сальник.  [13]

Тогда регенерация производится подачей раствора щелочи сверху, а кислоты снизу с одновременным отводом регенерационных растворов через среднюю дренажную систему. Такое точное разделение слоя на практике осуществить трудно, и поэтому регенерация в таком фильтре проходит несколько хуже, чем в ФСД с выносной регенерацией. Времени также затрачивается больше. Однако в целом установка ФСД оказывается в этом случае гораздо более простой.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Подача - раствор - щелочь

Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Насосом 8 подается свежая вода на первую и вторую ступени электрообессоливания. Подача раствора щелочи в диализатор и обеспечение постоянного напора, а также ее расхода производится с помощью поплавкового бачка 27 и специального дозирующего устройства. Раствор регенерированной щелочи, содержащей 80 г / л едкого натра и 1 г / л гемицеллюлоз, самотеком стекает в бак 29 ( емкостью 20 м3, расположенный в приямке, и с помощью центробежного насоса 28 ( П 15 м3 / ч, Н 20 м) перекачивается в бак 25 емкостью 220 м3 для сбора и хранения. Из этого бака раствор регенерированной щелочи перекачивается таким же центробежным насосом 26 в бак 3 для приготовления растворительной щелочи. Принципиальная схема электрообессоливающей установки. 1, 7, 8, 9, 14-насосы. 2-теплообменники. 3 - инжекторный смеситель 4-электроды. 5, 12-клапаны автоматического сброса соленой воды. 6, 11-электродегитраторы. 10-диафрагмовый смеситель. 13-отстойник. I-сырая нефть. И-деэмульгатор. Ш - раствор щелочи. IV-вода. V-обессоленная нефть. А, Б, В, Г - зоны обессоливания. Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Насосом 8 подается свежая вода на первую и вторую ступени электрообессолива-ния. Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Насосом 8 подается свежая вода на первую и вторую ступени электрообессоливания. Подача раствора щелочи осуществляется специальными насосами. Схема автоматического приготовления и подачи регенерационного раствора кислоты или щелочи. Предусматривается возможность подачи раствора щелочи двумя порциями различной концентрации. Для этого подвод концентрированного раствора щелочи к гидроэлеватору может осуществляться соответственно по одному или по двум трубопроводам, снабженным клапанами, управляемыми автоматом регенерации. Регенерируют ионит подачей растворов щелочи через ВРУ и кислоты через НРУ. Регенерационные растворы сбрасывают через средний дренаж. Раствор щелочи подают сразу после установления скорости встречных потоков конденсата через смесители реагентов. Подачу раствора кислоты включают при появлении окраски по фенолфталеину сброса из среднего дренажа. Скорость подачи регенерационных растворов 5 - 6 м / ч, продолжительность 20 - 30 мин. Техническая характеристика скрубберов. Для перекачивания и подачи раствора щелочи в скрубберы используются центробежные щелочные насосы. Корпус насоса отлит из чугуна в форме улитки и внутри него находится стальное колесо с лопатками. При вращении колеса жидкость всасывается через центральное отверстие, выбрасывается под действием центробежной силы к периферии колеса и выходит через патрубок улитки в напорный трубопровод. Вал насоса соединен с электродвигателем через дисковую муфту. Насос и двигатель установлены на раме, укрепленной на фундаменте болтами. Вал выведен из корпуса насоса через сальник. Техническая характеристика скрубберов. Для перекачивания и подачи раствора щелочи в скрубберы используются центробежные щелочные насосы. Корпус насоса отлит из чугуна в форме улитки и внутри него находится стальное колесо с лопатками. При вращении колеса жидкость всасывается через центральное отверстие, выбрасывается под действием центробежной силы к периферии колеса и выходит через патрубок улитки в напорный трубопровод. Вал насоса соединен с электродвигателем через дисковую муфту. Насос и двигатель установлены на раме, укрепленной на фундаменте болтами. Вал выведен из корпуса насоса через сальник. Схема регенерации ионитного фильтра с насосами-дозаторами крепкого реагента. Тогда регенерация производится подачей раствора щелочи сверху, а кислоты снизу с одновременным отводом регенерационных растворов через среднюю дренажную систему. Такое точное разделение слоя на практике осуществить трудно, и поэтому регенерация в таком фильтре проходит несколько хуже, чем в ФСД с выносной регенерацией. Времени также затрачивается больше. Однако в целом установка ФСД оказывается в этом случае гораздо более простой.

Прием, приготовление и подачу растворов щелочей с содовой станции на производство предусматривается осуществить по непрерывной схеме с помощью автоматически включаемых насосов, работающих по заданной программе электрических датчиков, блокированных уровнемеров, плотномеров, счетчиков расхода жидкостей. Для поддержания заданной температуры циркулирующих растворов на содовой станции используются автоматически действующие терморегуляторы.Резиновыми и полихлорвиниловыми трубками не следует пользоваться для подачи растворов щелочи на регенерацию анионитных фильтров при анализах конденсатов на содержание SiOg - методом концентрирования анионов.Промывочная мешалка имеет аналогичное устройство, но вместо подачи раствора щелочи в ней имеются приспособления для ввода в мешалку воды. Процесс осуществляется следующим образом.Фильтры для удаления взвесей устанавливаются на напорных линиях подачи раствора щелочи и растворов фенолятов.На случай проскока кислых паров в спиртовую колонну предусмотрена подача раствора щелочи на верхнюю тарелку спиртовой колонны для их нейтрализации.Датчик давления в момент появления вакуума дает сигналы на прекращение реа кции и подачу раствора щелочи.Работа ксантогенаторов - пуск и изменение направления движения мешалок, загрузка щелочной целлюлозы, создание вакуума, промывка аппарата азотом, охлаждение массы, введение сероуглерода, контроль за температурой сульфидирования, подача раствора щелочи, контроль за температурой растворения ксантогената, приготовление вискозы, выгрузка ее и промывка аппарата - осуществляется с помощью программирующего устройства.На рис. 37 была показана схема последовательного включения двух скрубберов. Для перекачивания и подачи раствора щелочи в скрубберах применяют центробежные щелочные насосы. Корпус насоса 1 отлит из чугуна и имеет форму улитки. Внутри корпуса находится колесо с лопатками. При вращении колеса жидкость всасывается через центральное отверстие и выбрасывается под действием центробежной силы к окружности колеса, выходя через патрубок улитки в напорный трубопровод.Насосы для подачи щелочи в сборник и в обесфеноливающую колонну принимаем марки 2НК, производительностью 12 6 м3 / ч с напором 29 м и с электродвигателем мощностью 2 4 квот. Устанавливается автоматический регулятор подачи раствора щелочи в скруббер, представляющий собой контактные часы, включающие электродвигатель насоса щелочи через определенное заданное время и на установленный период ( число минут) работы электродвигателя; автоматический регулятор температуры пара в обесфеноливающей колонне, представляющий собой мембранный прибор прямого действия, который в зависимости от температуры пара в колонне автоматически открывает или закрывает клапан на трубопроводе, подводящем пар в змеевик колонны, поддерживая постоянную ( заданную) температуру пара в обесфеноливающей колонне.Принципиальная схема установки фильтров смешанного действия с наружной регенерацией. В схемах ВПУ, имеющих существенно меньшую производительность по сравнению с БОУ, применяется другой способ - внутренняя регенерация смешанного слоя. Разделение смеси ионитов осуществляется в самом фильтре, причем после разделения анионит располагается в верхнем слое, а катионит - в нижнем, строго под средней дренажной системой. При регенерации производится подача раствора щелочи сверху, а кислоты снизу с одновременным отводом регенерационных растворов через среднюю дренажную систему. После отмывки слоев ионитов по линиям регенерации производится дополнительная отмывка ионитов, а затем их перемешивание сжатым воздухом.При замыкании контактов К2 размыкаются нормально замкнутые блок-контакты ВЗ, выключается реле РНорм и отключается кран Кр2 малой подачи. Наличие регулирующих кранов с большой и малой подачей раствора щелочи позволяет более точно поддерживать рН в заданных пределах.Принципиальная схема конструкции ионитного фильтра смешанного действия с внутренней регенерацией. / - иониты. 2-бетон. 3 - распределительные устройства. 4 - подвод исходной воды. подвод раствора шелочи и отвод промывной воды. 5 - вывод регенерационных растворов кислоты и шелочи. 6 -вывод обессоленной воды. 7-вывод отработавшего раствора кислоты, промывной воды и опорожнение фильтра. 8 и 9 -подвод и выход сжатого воздуха для перемешивания ионитов. На рис. 6.1 дана принципиальная схема ФСД с внутренней регенерацией. Фильтр имеет три распределительных устройства. Верхнее предназначается для подвода воды, подачи регенерашонного раствора щелочи, а также для отвода воды при загрузке ионитов и их взрыхления.В процессе загрузки температура реакционной массы не должна превышать 25 - 27 С. Температуру реакционной массы, регулируют во время загрузки раствора щелочи подачей холодной воды в рубашку реактора и скоростью подачи раствора щелочи. В процессе загрузки раствора щелочи цвет реакционной массы меняется от желтого до темно-красного. По окончании загрузки конденсация продолжается в течение 12 ч при работающей мешалке и температуре 20 - 25 С.

Следует отметить, что при определении расходной характеристики не оговаривается единица измерения расхода. В каждом конкретном случае расход можно выражать посредством тех величин, которые являются существенно важными для данного технологического процесса. Так, например, если исполнительное устройство применяется для подачи греющей воды в теплообменник, то расходную характеристику целесообразно строить в координатах расход тепла в ккал / ч - перемещение затвора регулирующего органа. Если же исполнительное устройство управляет подачей раствора щелочи на нейтрализацию какого-либо продукта, то лучше всего рассматривать расходную характеристику в координатах расход щелочи в пересчете на 100 % - ную - перемещение затвора. Однако чаще всего текущий расход вещества или энергии через регулирующий орган рассматривают по отношению к какому-либо фиксированному значению ( обычно максимальному) расхода.Лабораторная установка для приготовления каталитического раствора аминоспирта для винилирования. В колбу емкостью 1 л загружают навеску аминоспирта, а в капельную воронку заливают заданное количество 50 % - ного водного раствора щелочи. После создания в системе вакуума ( 5 мм рт. ст.) температуру в колбе доводят до 100 С. При этой температуре начинают прикапывать из воронки в колбу раствор щелочи ( одна капля в 4 - 5 сек. Вода под вакуумом отгоняется как во время подачи раствора щелочи, так и после ее прекращения, до тех пор пока температура отходящих газов не начнет резко повышаться, что указывает на начало отгонки аминоспирта. Для контроля за эффективностью удаления воды и соответственно за качеством приготовляемого каталитического раствора используется тот же критерий, что и в предыдущей методике. При использовании методики на основе водного раствора щелочи удаление воды протекает более гладко, а остаточное количество влаги в катализаторе не выше, чем в случае его приготовления на основе сухой щелочи ( 0 5 вес.

www.ai08.org


Смотрите также