Лекция 10.1 Вредные примеси в нефти. Вредные примеси в нефти


Вредные примеси в нефти

Количество просмотров публикации Вредные примеси в нефти - 83

РАЗДЕЛ III. ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ПЕРЕРАБОТКЕ. ОБЕССОЛИВАНИЕ И ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ

Схема водяного охлаждения

Схема движения катализатора

Технологическая схема установки 43-102

Установка 43-102 (рис.1) с циркулирующим шари­ковым катализатором состоит из двух базовых блоков: реакторного и нагревательно-фракционирующего. В ре­акторном блоке при непрерывной циркуляции катализа­тора происходит расщепление сырья и регенерация ка­тализатора. В нагревательно-фракционирующем блоке сырье нагревается и катализат (продукты каталитиче­ского крекинга) разделяется на газ, бензин, легкий и тяжелый газойли.

Сырье забирается насосом из резервуара (см. рис. 1), нагревается до 150—200 °С в теплообменни­ках 19 за счёт тепла отводимого с установки легкого и тяжелого газойля и нижнего циркуляционного ороше­ния ректификационной колонны, а затем направляется двумя потоками в нагревательную печь 1. В печи сырье проходит по трубам конвекционной камеры, подового и потолочного экранов и нагревается до 450—490 °С. Для улучшения испарения сырья в потолочный змеевик печи подается водяной пар. Размещено на реф.рфНа выходе из печи оба по­тока соединяются, и парогазовая смесь по трубопроводу поступает в реактор 2. В реакторе пары и неиспарившаяся часть сырья контактируются с катализатором.

В реакционной зоне наиболее реакционноспособные углеводороды распадаются, происходит их ароматиза­ция и изомеризация. Одновременно на поверхности ка­тализатора протекают реакции уплотнения адсорбиро­ванных тяжелых углеводородов; при этом выделяется водород, который насыщает непредельные углеводоро­ды. В порах выходящего из реакционной зоны катали­затора остаются коксовые отложения, а продукты кре­кинга уходят в газосборные трубы и далее в ректифи­кационную колонну 17. Для улучшения десорбции углеводородов с поверхности катализатора навстречу опускающемуся его потоку в реакторе подается водяной пар. Размещено на реф.рфНа рис. 2 приво­дится зависимость оста­точного содержания угле­водородов на катализато­ре от скорости продувоч­ного пара. Из рисунка 2 видно, что при линœейной скорости движения водя­ного пара 0,12—0,16 м/сек с поверхности катализа­тора можно удалить 85 – 90 % углеводородов.

0,04 0,08 0,12 0,16

Скорость продувочного napа, м/сек

Рис. 2. Зависимость остаточного содержания углеводородов на ка­тализаторе от скорости продувоч­ного пара

Десорбированные углеводо­роды и водяной пар ухо­дят вниз зоны отпарки вме­сте с продуктами крекин­га на ректификацию. Внизу ректификационной колонны 17 (см. рис. 1) пары продуктов крекинга охлаждаются нижним цирку­ляционным орошением (тяжелый газойль), подаваемым на 4-ю тарелку. Температура низа ректификационной колонны под­держивается на уровне 340—360 °С подачей нижнего циркуляционного орошения, а температура верха — на уровне 120—160 °С с помощью острого орошения бен­зином. Температура верха колонны почти наполовину меньше температуры низа; следовательно, чем выше расположена ректификационная тарелка, тем ниже на этой тарелке температура. Продукты каталитического крекинга выкипают в ши­роких пределах температур — от температуры кипения получаемых газов примерно до 500 °С.

При движении паров углеводородов в верхнюю часть колонны 17 на нижних тарелках конденсируются тяже­лые углеводороды, а на верхних — легкие; таким обра­зом, на каждой тарелке будет накапливаться продукт с определœенной температурой кипения. Внизу колонны собирается тяжелый газойль (фракция, выкипающая выше 350 °С), который откачивается насосом в парк че­рез теплообменник и холодильник.

С 16-й и 12-й тарелок легкий газойль (фракция 185—350 °С) выводится в колонну 18 для отпарки бен­зиновых фракций водяным паром. Отпаренные углево­дороды и водяной пар отводятся по трубопроводу в ко­лонну 17. Легкий газойль после отпарки бензиновых фракций забирается из колонны 18 насосом, охлаж­дается в теплообменнике и холодильнике до 60—70 °С и направляется в резервуары для хранения. С верха ко­лонны выходят газ, пары бензина и водяной пар. Размещено на реф.рфПары бензина и пар конденсируются и охлаждаются в по­гружном конденсаторе-холодильнике 21 и вместе с га­зом поступают в газосœепаратор-водоотделитель 22. Газ уходит на компримирование, водяной конденсат — в ка­нализацию, а бензин откачивается насосом в емкости для хранения и на орошение верха колонны 17. В слу­чае переработки сернистого сырья бензин перед поступ­лением в резервуарный парк очищается от сероводоро­да в специальной системе водным раствором каустиче­ской соды.

Регенерированный катализатор из бункера реактора (см. рис. 1) по на­порному стояку 3 поступает в реактор 2 и по катализаторопроводу проходит в дозер 15. В нижнюю часть дозера подается подогретый в топке 13 первичный транс­портирующий воздух и вторичный, регулирующий загрузку дозера. По стволу пневмоподъемника закоксованный катализатор направляется в сепаратор 5; в его расширенной части катализатор отделяется от транспор­тирующего воздуха и по катализаторопроводу ссыпает­ся в бункер регенератора 8. Оттуда по переточным тру­бам катализатор поступает в регенератор 9. Отделœен­ный от катализатора воздух очищается в циклонах от пыли и уходит в атмосферу. Отделившаяся пыль ссы­пается в емкость 14.

В регенераторе 9 катализатор проходит от 9 до 14 зон регенерации. В каждую зону подается воздух воз­духодувкой 12 для окисления кокса. Продукты окисле­ния (двуокись и окись углерода, водяные пары), не- прореагировавший кислород и азот уходят из регенера­тора в дымовую трубу. Процесс регенерации ведется при температуре не выше 700 °С. Избыточное тепло в средних и нижних зонах регенератора снимается змее­виками водяного охлаждения.

Регенерированный катализатор охлаждается до 650 °С и через катализаторопровод ссыпается сплошным слоем в дозер 16. Подъем регенерированного катализа­тора осуществляется аналогично закоксованному ката­лизатору. Из сепаратора 5 катализатор ссыпается в бункер реактора 4, и цикл движения повторяется. В ре­зультате крекинга, регенерации и трения о стенки аппа­ратов и катализаторопроводов катализатор частично разрушается. Для вывода мелких частиц его из систе­мы в схему циркуляции катализатора включен отвеиватель 6 и циклон 7. Часть регенерированного катализа­тора из сепаратора 5 направляется в отвеиватель 6. На­встречу потоку катализатора подается воздух, который увлекает мелкие его частицы в циклон 7 для их улавли­вания. Очищенный воздух уходит в атмосферу, а катализаторная пыль и крошка собираются в емкости 14. Очищенный от пыли и крошки катализатор проходит в дозер регенерированного катализатора 16.

Свежий катализатор завозится на установку авто­транспортом и ссыпается в емкость, откуда воздухом в режиме сплошного потока поднимается в емкость для хранения и нагрева. Нагретый до 250 °С катализатор подается в дозер для восполнения потерь.

Котел-утилизатор, в ко­тором используется тепло сгорания кокса в регенерато­ре, снабжается химически очищенной водой собствен­ного приготовления или приготовленной на близко рас­положенной ТЭЦ. Запас воды хранится в емкости, от­куда насосом подается в барабан котла-утилизатора 10 (см. рис. 1) для пополнения его уровня. Горячая вода из барабана забирается насосом 11 и направляется в охлаждающие змеевики регенератора, где она нагре­вается за счёт тепла сгорания кокса и частично испа­ряется. Пароводяная смесь возвращается в барабан 10. Отделяющийся от жидкости пар уходит через верхнюю его часть в заводскую систему острого пара. Барабан котла снабжен системами постоянной и периодической продувки.

1 — печь; 2 —реактор; 3 — напорный стояк; 4 — бункер; 5 — сепараторы; б — отвенватель; 7 — циклон; 8 — бункер регенератора; 9 — регенератор; 10 — котел-утилизатор; 11 — водяной насос; 12 — воздуходувки; 13 — топка для подогрева воздуха; 14— емкость для пыли; 15, 16 — дозеры; 17 — ректифика­ционная колонна; 18 — отпарная колонна; 19 — теплообменники; 20 — насосы; 21 — конденсатор-холодильник; 22 — газосœепаратор-водоотделитель; 23 — холо­дильники.

I – сырьё; II – водяной пар; III – воздух; IV – горячий вторичный воздух; V – вода; VI – жирный газ; VII – бензин; VIII – легкий газойль; IX – тяжелый газойль.

В добываемой на промыслах нефти, кроме растворенных в ней газов, содержатся примеси, растворимые и нерастворимые в нефти. Это вода и соли, растворимые в воде, а также взвешенные в нефти кристаллы водонерастворимых солей, песок, глина и др. Размещено на реф.рфСодержание твердых нераство­римых примесей в добытой нефти не превышает 1,5%, а воды — меняется в широких пределах (от долей процента до 90% в старых обводненных скважинах).

Твердые примеси вызывают эрозию (разрушение, изъязвление) внут­ренней поверхности нефтепроводов, образуют отложения в аппаратах нефтеперерабатывающих установок, ухудшая теплопередачу, повышают зольность мазутов и гудронов.

Водорастворимые соли, преимущественно хлористые, ведут себя по- разному. Хлористый натрий (NaCl) практически не гидролизуется. Хло­ристый кальций (СаС12) подвержен гидролизу с образованием НС1 мак­симум на 10%. Зато хлористый магний (MgCl,) гидролизуется на 90% даже при низких температурах по реакции:

MgCl2 + Н20 ʼʼ MgOHCl + НС1,

что приводит к коррозии аппаратуры соляной кислотой. Сероводород, образующийся при перегонке сернистых нефтей, в результате разложе­ния серосодержащих соединœений также является источником коррозии. Реагируя с металлом аппаратов, он образует на их поверхности защит­ную пленку сернистого желœеза:

Fe + h3S — FeS + Н2.

При этом НС1, непрерывно образующаяся при гидролизе MgCl2,раз­рушает пленку:

FeS + 2НС1 -ʼʼ FeCl2 + h3S,

FeCl2 растворяется в воде, а вновь образовавшийся h3S совместно с НС1 начинает новый цикл коррозии.

Минœерализацию (соленость) пластовой воды определяют количе­ством сухого вещества после выпарки 1 л воды, а соленость нефтей выра­жают в мг хлоридов (в пересчете на NaCl), находящихся в 1 л нефти. Этот показатель для нефти, поступающей на НПЗ, не должен быть более 50 мг/л, а для нефти, идущей на перегонку, — не более 5 мг/л. Соответ­ственно, количество воды в нефти не должно превышать 1% и 0,3%.

Основное количество воды и твердых частиц удаляют из нефти отста­иванием в промысловых и заводских резервуарах, а затем нефть обезвожи­вают и обессоливают до заданной глубины на специальных установках.

referatwork.ru

2. Вредные примеси, находящиеся в нефти. Аппараты для очистки нефти

Похожие главы из других работ:

Механизация ручного труда технологического процесса формования заготовок кондитерских изделий

6.1 Вредные факторы при работе на линии

Данная машина, установленная на линии производства кондитерских изделий типа «Коврижка», полностью механизирует ручной процесс формования изделий. Оно заменяет 4 человека, занимавшихся тяжелой (формование теста) монотонной работой...

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

1.1 Физико-химические свойства нефти, газа, воды поступающих на УПН Черновского месторождения нефти

В настоящее время поступление нефти на УПН Черновского месторождения осуществляется по системам промысловых трубопроводов с Быгинского, Погребняковского, Сосновского, Центрального, Черновского, Южно - Лиственского месторождений...

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

1.1.1 Физико-химические свойства нефти, газа, воды Быгинского месторождения нефти

Свойства флюидов, насыщающих продуктивные пласты Быгинского месторождения, представлены по данным исследования глубинных и поверхностных проб нефти, отобранных в 1985-2007 гг. и выполненных в лаборатории ОАО «Удмуртгеология»...

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

1.1.2 Физико-химические свойства нефти, газа и воды Погребняковского месторождения нефти

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти - 919,2 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 2,79 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти - 4,51 м3/т...

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

1.1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды Сосновского месторождения нефти

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти - 876,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 4,3 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти - 14,3 м3/т...

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

1.1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды Черновского месторождения нефти

Плотность нефти в пластовых условиях - 0.876 г/см3; динамическая вязкость - 17.0 мПас; объемный коэффициент - 1.037; газосодержание - 16.2 м3/т; давление насыщения - 5.1 МПа. плотность нефти в стандартных условиях - 0.886 г/см3, вязкость нефти при t = 20 C - 29.7 мм2/сек...

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

1.1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды Южно-Лиственского месторождения нефти

Плотность нефти в пластовых условиях в среднем составляет 0,872 г/см3, динамическая вязкость - 27,5 мПа·с, объемный коэффициент - 1,018, газосодержание - 6,1 м3/т, давление насыщения - 4,2 МПа...

Оптимизация существующей технологии обессоливания нефти и повышения качества ее подготовки

2.1 Основные технические показатели установки подготовки нефти Черновского месторождения нефти

УПН Черновского месторождения нефти состоит из двух опасных производственный объектов, таких как: «Пункт подготовки и сбора нефти» и «Парк резервуарный» была введена в эксплуатацию в 2001 году...

Связь между структурой и свойствами сплавов

4. ПРИМЕСИ В СПЛАВАХ

В заключение вкратце рассмотрим влияние примесей. Они неизбежно присутствуют в металлах и сплавах, в той или иной степени ухудшая их свойства. Сначала рассмотрим влияние примесей на «чистые» металлы. 1.Примесь растворима в металле...

Сложное напряженное состояние

3.1 Тонкостенные оболочки, находящиеся под действием постоянного давления

Особенностью расчета тонкостенных оболочек по безмоментной теории является основное допущение о том, что напряжение по толщине оболочки считается постоянным, а напряженное состояние - плоским. Расчет ведется по срединной поверхности...

Сложное напряженное состояние

3.2 Тонкостенные оболочки, находящиеся под действием гидростатического давления

Основная теорема. Если на кривую поверхность действует давление жидкости, то вертикальная составляющая полной силы давления равна весу жидкости в объеме, ограниченном рассматриваемой поверхностью...

Современная нефтебаза

1.2 Опасные и вредные производственные факторы, действующие на работников

Нефтебазы, склады ГСМ, АЗС и ПАЗС -- сложные многофункциональные системы с объектами различного производственного назначения, обеспечивающие хранение, прием и отпуск нефтепродуктов, многие из которых токсичны...

Техническое обслуживание и ремонт уровнемера VEGAPULS 61

5.1 Опасные и вредные производственные факторы

Человек подвергается воздействию опасностей в своей трудовой деятельности, которая осуществляется в пространстве, называемом производственной средой. В производственной среде объективно складываются вредные и опасные факторы...

Электросварочные и газопламенные работы с металлами

1.4 Опасные и вредные производственные факторы

При сварке металлов образуются вредные газы, а также аэрозоли металлов и их соединений (железа, марганца, вольфрама и др.). Используемые при работе горючие газы могут образовать с кислородом или воздухом взрывоопасные смеси...

Электротехнические и конструкционные материалы

вредные примеси в сталях и их влияние на свойства;

...

prod.bobrodobro.ru

Вредные примеси в нефтях

Гетероатомные (серо-, азот- и кислородсодержащие) ми не ральные соед., содержащиеся во всех нефтях, явл. нежелательными компонентами, поскольку резко ухудшают кач-во получаемых нефтепр-тов, осложняют переработку(отравляют кат-ры, усиливают коррозию аппаратуры и т. д.)

и обусловливают необходимость применения гидрогенизационных процессов. Между содерж-ем гетероатомных соед. и плотн. Нефтей наблюдается вполне закономерная симбатная зависимость:

легк. нефти с высоким содерж-ем светлых бедны гетеро-соединениями и, наоборот, ими богаты тяж. нефти. В распределении их по фр-ям наблюдается также определенная закономерность: гетероатомные соед. Концентрируются в высококипящих фр-ях и остатках.

Серосодерж. соед. Сера явл. наиб. Распространенным гетероэлементом в нефтях и нефтепр-тах. Содержание ее в нефтях колеблется от сотых долей до 5 % мас., реже до 14 % мас. Низким содерж-ем серы характ-ся неф ти след. м-ний: Озек-суатское (0,1 %), Сураханское (Баку, 0,05 %), Доссорское (Эмба, 0,15 %), Бориславское (Украина, 0,24 %), Узеньское (Мангышлак, 0,25 %), Котур-Тепе (Туркмения, 0,27 %), Речицкое (Белоруссия, 0,32 %) и Сахалинское (0,33–0,5 %). Богаты серосодерж. соед. нефти Урало-Поволжья и Сибири: кол-во серы в арланской нефти достигает до 3,0 % мас., а в усть-балыкской — 1,8 % мас. Распределение серы по фр-ям зависит от природы нефти и типа сернистых соед. Как правило, их содерж-е увеличивается от низкокипящих к высококипящим и достигает max в остатке от ВП нефти — гудроне. В нефтях идентифицированы след. типы серосодерж. соед: 1) элементная сера и серов-д — не явл. Непосредственно сероорганическими соед., но появл. в рез-те деструкции последних;

2) меркаптаны — тиолы, обладающие, как и серов-д, к-тными св-вами и наиб. сильной коррозионной активностью;

3) алифатические сульфиды (тиоэфиры) — нейтральны при низких температурах, но термически мало устойчивы и разлагаются при нагревании свыше 130–160 °С с обр-ем серов-да и меркаптанов;

4) моно- и полициклические сульфиды — термически наиб. устойчивые.

Серов-д (h3S) обнаруживается в сырых нефтях не так часто и знач. в меньших кол-вах, чем в прир. газах, г. Конд-тах и нефтях, напр., из м-ний, приуроченных к Прикаспийской впадине (Астраханское, Карачаганакское, Оренбург-ское, Тенгизское, Жанажолское, Прорвинское и др.).

Меркаптаны (тиолы) имеют строение RSH, где R — углев-дный заместитель всех типов (алканов, цикланов, аренов, гибридных) разной ММ. Они обладают очень неприятным запахом.

По содерж-ю тиолов нефти подразделяют на меркаптановые и безмеркаптановые. К первому типу относят долматовскую (0,46 % RSH из 3,33 % общей серы) и марковскую (0,7 % RSH из 0,96 % общей серы) и нек-рые др. В аномально высоких концентрациях меркаптаны содержатся в вышепере-

численных г. конд-тах и нефтях Прикаспийской низменности. Так, во фр-и 40–200 °С Оренбургского г. кон-та на долю меркаптанов приходится 1 % из 1,24 % общей серы. Обнаружена след. закономерность: меркаптановая сера в нефтях и г. конд-тах сосредоточена гл. обр. в головных фр-ях. Так, доля меркаптановой серы от общего содерж-я составляет в тенгизской нефти 10 %, а во фр-и н. к. — 62 °С — 85 % мас.

Сульфиды (тиоэфиры) составляют осн. часть сернистых соед. в топливных фр-ях нефти (от 50 до 80 % от общей серы в этих фр-ях). Сульфиды подразделяют на две группы: диалкилсульфиды (тиоалканы) и циклические RSR' (где R и R' — алкильные заместители). Тиоалканы содержатся пре-

им. в парафинистых нефтях, а циклические — в циклановых и нафтено-ароматических. Тиоалканы С2 – С7 имеют низкие t кипения (37–150 °С) и при перегонке нефти попадают в бензиновые фр-и. С повышением t кипения нефт. фр-й кол-во тиоалканов уменьшается, и во фр-ях выше 300 °С они практ. отсутствуют. В нек-рых легк. и ср. фр-ях нефтей в небольших кол-вах (менее 15 % от суммарной серы в этих фр-ях)

найдены дисульфиды RSSR'. При нагревании они образуют серу, серов-д и меркаптаны.

Моноциклические сульфиды представляют собой 5- или 6-членные гетероциклы с атомом серы. Кроме того, в нефтях идентифицированы полициклические сульфиды и их разнообразные гомологи, а также тетра- и пентациклические сульфиды. В ср. фр-ях мн. нефтей преобладают тиоцикланы по ср. с диалкилсульфидами. Среди тиоцикланов, как правило, более распространены моноциклические сульфиды. Полициклические сульфиды при разгонке нефтей преим. Попадают в масляные фр-и и концентрированы в нефт. остатках.

Все серосодерж. соед. нефтей, кроме низкомолекулярных меркаптанов, при низких температурах хим. нейтральны и близки по св-вам к аренам. Пром. применения они пока не нашли из-за низкой эффективности методов их выделения из нефтей. В ограниченных кол-вах выделяют из ср. (керосиновых) фр-й нек-рых нефтей сульфиды для послед. окисления в сульфоны и сульфок-ты. Сернистые соед. нефтей в наст. время не извлекают, а уничтожают гидрогенизационными процессами. Образующийся при этом серов-д перерабатывают в элементную серу или серную к-ту. В то же время в последние годы во мн. странах мира разрабатываются и интенсивно вводятся многотоннажные пром. Процессы по синтезу сернистых соед., имеющих большую народно- хозяйст венную ценность.

Азотсодерж. соед-я.Во всех нефтях в небольших кол-вах (< 1 %) содержится азот в виде соед., обладающих осн. или нейтральными св-вами. Большая их часть концентрируется в высококипящих фр-ях и остатках перегонки нефти. Азотистые основания могут быть выделены из нефти

обработкой слабой серной к-той. Их кол-во составляет в ср. 30–40 % от суммы всех азотистых соед.

Азотистые основания нефти представляют собой гетеро-циклические соед. с атомом азота в одном (реже в двух) из колец, с общим числом колец до трех. В осн. они явл. гомологами пиридина, хинолина и реже акридина. Нейтральные азотистые соед. составляют большую часть (иногда до 80 %) азотсодерж. соед. нефти. Они представлены гомологами пиролла, бензпиррола — индола и карбазола.

 

С повышением t кипения нефт. фр-й в них увеличивается содерж-е нейтральных и уменьшается содерж-е осн. азотистых соед. В процессах переработки нефт. сырья азотистые соед. проявляют отрицательные св-ва — снижают активность кат-ров, вызывают осмоление и потемнение нефте -пр-тов.

Кислородсодерж. соед.Осн. часть кислорода нефтей входит в состав САВ и только ок. 10 % его приходится на долю кислых (нефт. к-ты и фенолы) и нейтральных (сложные эфиры, кетоны) кислородсодерж. соед. Они сосредоточены преим. в высококипящих фр-ях. Нефт. к-ты (CnHmCOOH) представлены в осн. циклопентан- и циклогексанкарбоно-выми (циклановыми) к-тами и к-тами смешанной нафтено-ароматической структуры. Из нефт. фенолов идентифицированы фенол (С6Н5ОН), крезол (СН3С6h5ОН), ксиленолы

((Ch4) 2C6h4OH) и их производные. Из бензиновой фр-и нек-рых нефтей выделены ацетон, метилэтил-, метилпропил-, метилизопропил-, метилбутил- и этил-изопропилкетоны и нек-рые др. кетоны RCOR'. В ср. и высококипящих фр-ях нефтей обнаружены циклические кетоны типа флуоренона, сложные эфиры (ACOR где АС — остаток нефт. к-т) и высокомолекулярные простые эфиры (R'OR) как алифатической, так и циклической структур, напр. типа бензофуранов, обнаруженных в высококипящих фр-ях и остатках. Пром. значение из всех кислородных соед. нефти имеют только циклановые к-ты и их соли — нафтенаты, обладающие хорошими моющими св-вами. Поэтому отходы щелочной очистки нефт. дистиллятов — т. н. мылонафт — используется при изготовлении моющих средств для текстильного произв-ва. Техн. нефт. к-ты (асидол), выделяемые из керосиновых и легк. масляных дистиллятов, находят применение в кач-ве растворителей смол, каучука и анилиновых красителей; для пропитки шпал; для смачивания шерсти; при изготовлении

цветных лаков и др. Натриевые и калиевые соли циклановых к-т служат в кач-ве деэ-ров при обезвоживании нефти. Нафтенаты кальция и алюминия явл. загустителями консистентных смазок, а соли кальция и цинка явл. диспергирующими присадками к моторным маслам. Соли меди защищают древесину и текстиль от бактериального разложения.

 

pdnr.ru

Лекция 10.1 Вредные примеси в нефти

ФИЗИЧЕСКАЯТЕХНОЛОГИЯТОПЛИВАПодготовка нефти кпереработке.Вредные примеси внефти.

Подготовка нефти к переработке

Вредные примеси в нефтяхНефтяные эмульсииМетоды разрушения эмульсийОбессоливание и обезвоживание нефти

Вредные примеси в нефтяхДобытая из промысловых скважиннефть содержит- попутный газ- механические примеси (песок, ил)- кристаллы солей- воду, в которой растворены соли,преимущественно хлориды

Нефти, поставляемые на НПЗ, всоответствии с нормативами ГОСТ 9965-76

Группа

I

II

III

Массовая доляводы, %, не более

0,5

0,5

1,0

Концентрацияхлористых солей,мг/дм3, не более

100

300

900

Содержаниемехпримесей, % мас.

0,05

0,05

0,05

Вредные примеси в нефтях

Совершенствование методовпромысловой подготовки нефтипозволило в настоящее время увеличитьдолю нефтей, соответствующих группе I,до 85 % (против 30—35 % в 70-х годах).

Требования к нефти

Требования к нефти, поступающей наперегонку (на установки АВТ):Содержание солей, мг/л, не более - 3-5Содержание воды, % (мае), не более - 0,1Содержание мех. примесей - отсутствуют

Вредные примеси в нефтях

Растворенные газы

- образуют газовые пробки в трубопроводах

при транспортировке- затрудняют процесс перекачки- способствуют потери легких нефтепродуктовпри хранении

Вредные примеси в нефтях

Механические примеси затрудняют:

- транспортировку по трубопроводам ипереработку нефти- вызывает эрозию внутренней поверхности труб- образуют отложения в аппаратуре, что приводитк снижению коэффициента теплопередачи- повышают зольность остатков перегонки(мазутов, гудронов)- содействуют образованию стойких эмульсий

Вредные примеси в нефтях

Пластовая вода в нефти

- удорожает транспортировку- повышает энергозатраты на испарение воды иконденсацию паров- повышает вязкость нефтяной системы- вызывает опасность образованиякристаллогидратов при понижениитемпературы- при переработке повышает давление ваппаратах- способствует коррозии оборудования- способствует образованию нефтяных эмульсий

Вредные примеси в нефтях

СолиХлористый магний, который в присутствии водыподвергается гидролизу на 90% с образованиемсоляной кислоты. Гидролиз его происходит как привысоких, так и при низких температурах поуравнению:

MgCl2+h3O = Mg(OH)Cl+HClНаибольшей коррозии подвергаются конденсаторы,холодильники, печные трубы, верхние частиректификационных колонн.

Вредные примеси в нефтях

Выделяющийся сероводород более усиливаеткоррозию. В присутствии влаги сероводородреагирует с металлом аппаратуры и образуетсернистое железо:

Fe+h3S = FeS+h3

Сернистое железо не растворяется в воде, иобразование на внутренней поверхностиаппаратуры пленки из сернистого железа можетпредохранить металл от дальнейшей коррозии.

Вредные примеси в нефтях

Сернистое железо вступает с солянойкислотой в реакцию с образованиемхлористого железа и сероводорода:

FeS+ 2HCl =

FeCl2+h3S

Хлористое железо легче растворяется в воде, авыделяющийся сероводород вновь вступает вовзаимодействие с металлом и т.д., поэтомукомбинированное действие двух коррозирующихагентов (сероводорода и соляной кислоты)значительно увеличивает коррозию аппаратуры.

Вредные примеси в нефтях



При снижении содержания хлористыхсолей в нефти до 3-5 мг/л из нефтиполностью удаляются Fe, Ca, Mg, Na, As,содержание ванадия снижается в 2 раза.На НПЗ США обеспечивается глубокоеобессоливание до 1 мг/л солей.На Российских заводах содержаниесолей в нефти, после ЭЛОУ, должно бытьне более 3-5 мг/л.

Вредные примеси в нефтяхПри снижении содержания солей в нефтис 40-50 мг/л до 3-5 мг/л:- увеличивается межремонтный пробегустановки прямой перегонки нефти- уменьшается коррозия аппаратуры- снижаются расходы катализаторов вкаталитических процессах- улучшается качество газотурбинных икотельных топлив, коксов и битумов

freedocs.xyz

Подготовка Нефти к Переработке | PetroDigest.ru

 

Подготовка нефти к переработке - комплекс операций по удалению нежалательных компонентов из сырой нефти для минимизации их пагубного воздейсвтия на нефтеперерабатывающую аппаратуру.

 

Нежелательные примеси нефти

 

Извлеченная из скважины нефть всегда содержит в своем составе такие мешающие компоненты, как:

  • Вода (200 – 300 кг/т)

На первых этапах эксплуатации месторождения, как правило, добывается нефть, содержащая незначительное количество воды, но со временем обводненность увеличивается и может достигать 90 - 98%. Такое высокое содержание воды в нефти существенно увеличивает затраты на ее транспортировку и переработку.

Чистая нефть, не содержащая в своем составе неуглеводородных составляющих, в первую очередь солей металлов, и пресная вода, взаимно нерастворимы. в процессе отстаивания такая смесь довольно быстро расслаивается. Однако в случае наличия примесей нефть образует с водой эмульсию - дисперсную систему из двух нерастворимых друг в друге жидкостей, в которой одна диспергирована в другой в виде мельчайших капель.

Различают два вида эмульсий: нефть в воде и вода в нефти. Эмульгаторами, т.е. веществами, способствующими образованию и стабилизации эмульсий, являются такие полярные компоненты нефти, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, парафины и цезерины, а также органические примеси. Для стабилизации нефти в промышленности в качестве диэмульгаторов используют оксиалкенилированные органические соединения, например, оксиэтилированные жирные кислоты (ОЖК).

  • Попутный газ (50 – 100 м3/т)

Сырая нефть подается из скважин в трапы-сепараторы, где попутный газ отделяют от нефти с помощью последовательного снижения давления. Увлеченный попутным газом конденсат отделяют в промежуточных приемниках. После таких процедур в нефти остается еще до 4% растворенного попутного газа.

  • Минеральные соли (10 – 15 кг/т)

Хлориды щелочных и щелочноземельных металлов, присутствующие в нефти (NaCl, MgCl2, CaCl2) при гидролизе образуют соляную кислоту, которая вызывает порчу аппаратуры. Поэтому содержание солей в нефти, поставляемой на НПЗ, не должно превышать 50 мг/л, а в нефти для перегонки не более 5 мг/л.

  • Механические примеси нефти

Механические примеси представляют собой взвешенные частицы глины, известняка и песка, а также поверхностно-активные соединения нефти, которые адсорбируются на поверхности глобул воды, образуя при этом нефтяные эмульсии.

 

Удаление нежелательных компонентов из нефти

 

Перед тем как направить нефть на первичную переработку, все эти мешающие компонеты необходимо удалить. Для это производится специальная процедура подготовки нефти к переработке.

В упомянутых выше газосепараторах происходит отделение попутных растворенных газов, а также отстой сырой нефти от основной массы воды и механических примесей. Из них нефть направляется в специальные отстойные резервуары, а оттуда на установку подготовки нефти (УНП), включающую процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти.

Промышленные процессы обезвоживания и обессоливания нефти на НПЗ осуществляются на специальной электро-обезвоживающей, обессоливающей установке (ЭЛОУ), которая может быть как автономной, так и блоком в комплекте с установкой дистилляции нефти (ЭЛОУ-АВТ). Основным аппаратом ЭЛОУ является электродигидратор, в котором, кроме электрообработки нефтяных эмульсий, происходит также отстой диэмульгированной нефти. В результате содержание воды в обработанной таким образом нефти не превышает 0,1 %, а концентрация солей не более 5 мг/л.

petrodigest.ru


Смотрите также