Фракционный состав является важным показателем качества нефти. В процессе перегонки на нефтеперерабатывающих заводах при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части — фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания.

При атмосферной перегонке получают следующие фракции, выкипающие до 350 °С, — светлые дистилляты:

• до 100 °С — петролейная фракция;

• до 180 °С — бензиновая фракция;

• 140–180 °С — лигроиновая фракция;

• 180–220 °С — керосиновая фракция;

• 220–350 °С — дизельная фракция.

выше 350 °С называется мазутом

Вязкость

Вязкостью, называется свойство, проявляющееся в сопротивлении, которое жидкость оказывает перемещению ее частиц под влиянием действующей на них силы.

Факторы, влияющие на вязкость нефти:

- температура;

- давление;

- количество растворенного газа;

- содержание и состояние асфальто-смолистых веществ;

- содержание и состояние высокомолекулярных парафиновых углеводородов;

- структурно

-групповой состав;

- плотность компонентов;

- молекулярная масса углеводородов.

Динамическая вязкость – отношение тангенциальной силы F, вызывающий сдвиг слоёв жидкости, к площади слоя S, по которому происходит сдвиг, и к скорости деформации сдвига dv/dy или отношении касательного напряжения ߬ к скорости деформации сдвига dv/dy.

Кинематическая вязкость – сопротивление течению жидкости под действием гравитационных сил. Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости жидкости к её плотности, взятых при одной и той же температуре.

Эффективная вязкость – это так называемая «кажущаяся» вязкость, которая является переменной величиной и зависит от градиента скорости продукта

Обезвоживание нефти Нефтяные эмульсии

Под нефтяными эмульсиями понимают мелкодисперсную механическую смесь нефти и воды

По характеру дисперсной фазы и дисперсионной среды различают два

типа эмульсий: нефть в воде (Н/В) — эмульсии первого рода, или прямые, и

вода в нефти (В/Н) — эмульсии второго рода, или обратные.

Аппараты для обезвоживания нефти

Для осуществления процесса обезвоживания нефти на промыслах применяют резервуары, отстойники, трёхфазные сепараторы, подогреватели-деэмульсаторы, электродегидраторы.

Методы обезвоживания и обессоливания нефти

Внутритрубная деэмульсация

В трубопровод с потоком нефтяной эмульсии вводят деэмульгатор, который, перемешиваясь при движении с эмульсией, разрушает её.

Гравитационный метод или холодный отстой. Разрушенную внутритрубной деэмульсацией нефтяную эмульсию подают в отстойники, трёхфазные сепараторы или в резервуары, где происходит расслоение эмульсии без предварительного подогрева.

Термохимический метод

Повышения эффективности разрушения эмульсии её предварительно нагревают в присутствии деэмульгатора и только затем подвергают отстою.

Термоэлектрохимический метод

Эмульсия после предварительного обезвоживания холодным отстоем или термохимическим методом нагревается и подается в электродегидратор, в котором она подвергается воздействию переменного электрического поля высокого напряжения.

Осушка газа

Для осушки газа используются следующие методы:

• охлаждение;

• абсорбция;

• адсорбция.

Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается. Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги.

Технологическая схема абсорбционной осушки газа с помощью диэтиленгликоля (ДЭГ).

Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер 1. В нижней скрубберной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и поднимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по тарелкам стекает концентрированный раствор ДЭГ, закачиваемый в абсорбер насосом 2 из емкости 3. Раствор ДЭГ поглощает пары воды. Далее газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных капель раствора и выходит из аппарата.

Рис.13.38 Принципиальная схема осушки газа методом абсорбции: 1 — абсорбер; 2, 10, 11 — насосы; 3, 9 — емкости; 4, 6 — теплообменники; 5 — выветриватель; 7 —десорбер; 8 — конденсатор - холодильник; 12 — холодильник

Остальная часть технологической схемы служит для восстановления абсорбента.

Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсорбента и относительная сложность его регенерации.

Технологическая схема осушки газа методом адсорбции .

Влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента — твердого вещества, поглощающего пары воды и далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного (12 ... 16 ч) времени.

Рис.13.39 Принципиальная схема осушки газа методом адсорбции: 1, 2 — адсорберы; 3 — регулятор давления типа "после себя"; 4 — холодильник; 5 — емкость; 6 — газодувка; 7 — подогреватель газа.

Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, когда необходимо достичь точку росы менее — 30 ⁰С. В качестве адсорбентов используют бокситы, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты, силикагель и др.Очистка газа от сероводорода осуществляется методами адсорбции и абсорбции.

Принципиальная схема очистки газа от Н₂S методом адсорбции аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь.

Очищаемый газ поступает в абсорбер 1 и поднимается вверх через систему тарелок. Навстречу газу движется концентрированный раствор абсорбента. Роль жидкого поглотителя в данном случае выполняют водные растворы этаноламинов. Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, содержащимся в газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный газ выводится из аппарата через скрубберную секцию, в которой задерживаются капли абсорбента.

Принципиальная схема очистки газа от сероводорода: 1 — абсорбер; 2 — выпарная колонна (десорбер); 3 — теплообменник; 4, 8 — холодильник; 5 — емкость - сепаратор; 6, 7 — насосы

Обычно очистка газа от СО₂ проводится одновременно с его очисткой от сероводорода, т.е. этаноламинами.

При высоком содержании СО₂ (до 12 ... 15 %) и незначительной концентрации сероводорода применяют очистку газа водой под давлением (рис.13.41). Газ, содержащий СО₂ подается в реактор 1, заполненный железными или керамическими кольцами Рашига, которые орошаются водой под давлением. Очищенный газ проходит в водоотделитель 2 и идет по назначению.

Рис.13.41 Принципиальная схема очистки газа от двуокиси углерода водой под давлением: 1 — реактор; 2 — водоотделитель; 3, 6 — насосы; 4 — экспанзер; 5 — дегазационная колонна

Вода, насыщенная углекислым газом, насосом 3 подается в экспанзер 4 для отделения СО₂методом разбрызгивания. Для полного удаления СО₂ вода подается в дегазационную градирню 5, откуда насосом 6 возвращается в емкость 1.

Очистка газа от механических примесей

Для обеспечения нормальной работы оборудования газ необходимо очистить от механических примесей. Этот процесс осуществляется с применением специальных пылеуловителей и в комбинации при разделении газожидкостных потоков в обычных сепараторах.

По принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей подразделяются на следующие:

1. работающие по принципу «сухого» отделения пыли; в таких аппаратах отделение пыли происходит в основном с использованием сил гравитации и инерции; к ним относятся циклонные пылеуловители, гравитационные сепараторы, различные фильтры (керамические, тканевые, металлокерамические и другие);

2. работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли; в этом случае удаляемая из газа взвесь смачивается промывочной жидкостью, которая отделяется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации и очистки и затем возвращается в аппарат; к ним относятся вертикальные и горизонтальные масляные пылеуловители и другие;

Рис. 4.1. Вертикальный масляный пылеуловитель:

1 - сепараторное устройство; 2 - выходной патрубок; 3, 4, 5 - контактные и дренажные трубки; 6 - люк; 7 - входной патрубок; 8 - отбойный козырек

Очищаемый газ поступает в нижнюю секцию пылеуловителя, ударяется в отбойный козырек 8 и, соприкасаясь с поверхностью масла, меняет направление своего движения. При этом наиболее крупные частицы остаются в масле. С большой скоростью газ проходит по контактным трубкам 3 в осадительмную секцию II, где скорость газа резко снижается и частицы пыли по дренажным трубкам стекают в нижнюю часть пылеуловителя I. Затем газ поступает в отбойную секцию III, где в сепараторном устройстве 1 происходит окончательная очистка газа.

Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоянного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.

Рис. 4.2. Циклонный пылеуловитель: 1 - верхняя секция; 2 - входной патрубок; 3 - выходной патрубок; 4 - циклоны; 5 - нижняя решетка; 6 - нижняя секция; 7 - люк-лаз; 8 - дренажный штуцер; 9 - штуцеры контролирующих приборов; 10 - штуцеры слива конденсата

Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решетке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.