2. Подготовка нефти к переработке.

2.1. Предотвращение потерь легких фракций.

При перемещении нефти от скважин до нефтезаводских емкостей из нее испаряются наиболее легкие компоненты (метан, этан, пропан, даже бензиновые фракции). Если не принять меры по герметизации емкостей и сбору выделяющихся газов и паров, безвозвратные потери могут достигать 5 % от нефти. Чем дольше хранится нефть, тем больше теряется летучих компонентов. Если в нефти, поступающей на перегонку содержатся газообразные углеводороды, они отбираются с бензином и он делается нестабильным (меняет свой состав при хранении). Основные потери летучих углеводородов происходит в резервуарах. При этом есть потери при процессах, носящих названия "большое дыхание" и "малое дыхание". "Большое дыхание" - процесс выделения в атмосферу воздуха, насыщенного углеводородами при заполнении резервуара нефтью. Потери тем больше, чем больше нефти поступает в резервуар (при одном давлении), а также при повышении температуры и содержании летучих в нефти. "Малое дыхание" - процесс, протекающий в результате дневного колебания температуры: при ее повышении давление возрастает, срабатывает дыхательный клапан, часть паров сбрасывается в атмосферу. Ночью происходит обратный процесс. Для предотвращения применяют следующие методы:

• устройство герметичных резервуаров;

• сооружение бензохранилищ с дышащими крышами;

• сооружение дышащих баллонов, рассчитанных на атмосферное давление;

• сооружение сферических резервуаров для хранения бензинов под повышенным давлением.

Дышащие баллоны - резервуары, емкостью до 10000 м³, изготовленные из гибкой стали. Обеспечивают высокую защиту от потерь, но дороги и сложны в изготовлении. Один баллон ставят на несколько бензиновых резервуаров.

Дышащие крыши (недостатки и достоинства как у баллонов) допускают увеличение объема хранилища на 5%.

Плавающие крыши практически устраняют потери. ПК - полый диск, разделенный на герметические отсеки. Тяжелы (расход стали), дороги, требуют постоянного ухода, небезопасны в пожарном отношении при грозе.

Поливинилхлоридные ковры - плавают в цилиндрических резервуарах. Снижают потери на 60-90%.

2.2. Стабилизация нефти.

Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации (см. выше) на промыслах и головных перекачивающих станциях нефтепроводов.

Вначале идет дегазация. Ниже представлена схема возможного процесса дегазации нефти на промысле.

Р₁>>Р₂ >> Р₃.

Вследствие разницы давления газонефтяная смесь из скважины разделяется на газовую и жидкую фазы. Нефть затем направляется на стабилизацию, то есть удаление газообразных компонентов.

Ниже представлена схема стабилизации.

Рис. 3.2.

Схема стабилизации нефти

Сконденсированные пропан и бутан называются рефлюкс, на НПЗ - широкая фракция легких углеводородов.

После ректификации нефть содержит 0.2-0.5 % газа.

2.3. Вредные примеси в нефтях

Добываемая нефть содержит растворенные газы (смотри выше), частицы песка, глины, кристаллы солей, воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не выше 1.5 %. Механические примеси затрудняют транспортировку, вызывают эрозию внутренних поверхностей труб, образование отложений в теплообменниках и т.п., повышает зольность остатков перегонки нефти, содействуют образованию стойких эмульсий.

Содержание воды - в широких пределах. С увеличением срока эксплуатации скважины воды становится больше (до 90 %). Для перекачки по нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти, поступающей на переработку должно быть не более 0,1-0.3 % (лучше - отсутствовать).

Помимо коррозии есть другие причины ограничивать содержание воды в нефти:

• С увеличением содержания воды возрастает вязкость, что сказывается на условиях транспортировке.

• Требуется повышать мощность насосов.

• При испарении воды (1 моль: жидкость -18 мл; пар - 22400 мл) резко возрастает объем (в 1250 раз), как следствие - давление. Возникают аварийные ситуации, снижается скорость ректификации в колонне, нарушается технологический режим, снижается качество нефтепродуктов.

• Скрытая теплота испарения воды 540 ккал/кг (нефти - 40-75 ккал/кг) - резко возрастает потребность в топливе, хладагентах и т.п.

В воде содержатся соли. NaCl практически не гидролизуется, CaCl₂ гидролизуется до 10%, MgCl₂ - на 90 % и при низких температурах (за счет воды нефти или кристаллизационной воды самой соли). Образуется HCl. Следствие - коррозия.

Сернистые соединения нефти разлагаются, образуя сероводород. Сероводород реагирует с железом (при повышенной температуре) с образованием FeS в виде пленки. FeS реагирует с HCl, пленка разрушается, все сначала.

Соли также осаждаются на внутренних поверхностях аппаратов, снижая коэффициент теплопередачи и уменьшая внутренний диаметр труб.

Соленость воды, добываемой с нефтью (минерализация) определяется количеством сухого вещества, остающегося после выпарки 1 л. воды. Содержание солей в нефти, поставляемой на НПЗ должно быть не более 50 мг/л, в нефти, направляемой на перегонку - не более 5 мг/л.

2.4. Обезвоживание и обессоливание нефтей.

При добыче нефти образуются водно-нефтяные эмульсии.

Эмульсия - смесь жидкостей, взаимно не растворимых, при этом одна из жидкостей внутри другой находится во взвешенном состоянии. В эмульсиях различают дисперсную среду и дисперсную фазу (взвешенная фаза). Есть эмульсии вода в нефти (чаще) и есть нефть в воде. На поверхности раздела фаз происходит адсорбция поверхностно-активных веществ (ПАВ), содержащихся в нефти, которые концентрируются вокруг капель воды.

Условия образования эмульсий:

• понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз.

• образование прочного адсорбционного слоя на границе раздела фаз - зависит от третьего компонента (эмульгатора), в качестве которого выступают ПАВ.

Существуют ПАВ, которые повышают поверхностное натяжение на границе раздела фаз и разрушают адсорбционный слой. Это деэмульгаторы.

Эмульгаторы в нефтях: смолы, асфальтены, асфальтеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, различные примеси.

Деэмульгаторы бывают ионоактивные (диссоциируют на ионы) и неионогенные (не дают ионов). Эффективность неионогенных в 5-10 раз выше, они используются чаще.

Стойкость эмульсии зависит от химической природы нефти (месторождение), времени существования эмульсии: чем дольше, тем эмульсия устойчивее., так как вязкость эмульгатора со временем возрастает в сотни и тысячи раз. Отсюда - подвергать нефть обезвоживанию лучше сразу на промысле.

Методы разрушения эмульсии:

1. Механические

• отстаивание;

• центрифугирование;

• фильтрование ((избирательно смачивающимися веществами, например кварцевый песок легко смачивается водой, пирит - нефтью).;

• ультразвуковое ускорение отстаивания.

2. Термические (нагрев).

3. Химическая обработка (введение деэмульгаторов).

4. Электрические (обработка эмульсии полем переменного или постоянного тока)

Реально применяют комбинации методов.

Термохимический метод.

Нефть смешивается с деэмульгатором, поступает в теплообменники, нагреваясь сначала отходящей нефтью, затем водяным паром. Затем нефть поступает в отстойник (Р=0.6-1.5 МПа, время выдержки 1-3 часа), оттуда нефть с водой идет в ловушку, из которой нефть подают на вход, воду - в скважину. Из отстойника нефть также поступает в резервуар, где происходит дополнительный отстой и разделение фаз.

Рис. 3.3.

Схема термохимического метода обессоливания и обезвоживания нефти

Рис. 3.4.

Схема установки электрообезвоживания и электрообессоливания (установка ЭЛОУ)

Установлены две ступени электродегидраторов - аппаратов с электродами внутри. На первой ступени удаляется основная масса воды и солей (содержание снижается в 8-10 раз). На вторую ступень подается свежая вода (8-10% на нефть). В электродегидраторах линейная скорость жидкости 0.001-0.003 м/с (это важно для процесса).

В поле капли воды сталкиваются, сливаются в глобулы, происходит седиментация - образование осадка из крупных капель.

На НПЗ имеются отличия:

1. Более эффективное оборудование;

2. Более эффективная очистка.

3. Более высокая производительность электродов.

4. На НПЗ нефть нагревается до более высоких t (120-160^оС) за счет горячих нефтепродуктов.

5. Электродегидраторы работают при более высоком давлении, чтобы предотвратить попадание в них паров.

Электродегидраторы:

• вертикальные;

• горизонтальные;

• сферические.