книги из ГПНТБ / Тронов В.П. Обезвоживание и обессоливание нефти из опыта работы об-ния Татнефть
.pdfв этом случае дополнительные мощности на промыслах или на заводах, естественно, не нужно.
Таким образом, эта серия исследований показала, что не ожидая поступления с промыслов глубоко обессолен ной нефти, нефтеперерабатывающие заводы могли бы глубоко обессоливать всю поступающую нефть (даже стойкие нефти, подобные прикамской), используя в каче стве дополнительных технологических аппаратов все ма гистральные трубопроводы, насосы и резервуары перека чивающих станций, в которых с высокой эффективностью осуществляется разрушение бронирующих оболочек ка пель пластовой воды.
Экспериментальное |
обессоливание нефти |
в магистральных |
трубопроводах |
Предварительные исследования в лабораторных усло |
|
виях показали, что процессы обессоливания нефти воз |
можны не только при повышенных, но и при относитель но низких температурах. При условии обработки эмуль сии в трубопроводах эти процессы возможны при значи тельно меньшем расходе промывочной воды, чем на ус тановках подготовки нефти. В связи с этим институтом ТатНИПИнефть совместно с Управлением северо-запад ными магистральными нефтепроводами были проведены промышленные испытания по обессоливанию нефти в магистральном нефтепроводе Альметьевск—Горький. Исследованиями предполагалось определить возможную глубину обессоливания нефти в магистральных трубо проводах при относительно низких температурах (10— 15° С) и расходах пресной воды не более 2%, определить скорость коррозии стали в присутствии реагента и прес ной воды. Изучить возможность отстоя и сброса воды в резервуарах промежуточных НПС. Исследования такого рода в отрасли были проведены впервые.
Технологическая схема обессоливания нефти в маги стральном трубопроводе Альметьевск — Горький была принята следующая (рис. 14): на прием магистральных насосов непрерывно в течение пяти суток подавалась горячая (55—65° С) пресная вода (из расчета порядка 1,5—2% к объему обрабатываемой нефти) и раствор реа гента типа дисолван 4411 из расчета в среднем 20 г/г, отстой и сброс воды осуществлялся в резервуарах
120
промежуточных перекачивающих станций. С введением горячей промывочной воды в нефть температура подня лась в головной части трубопровода до 16—20°С. Темпера тура нефти в конце трубопровода, длина которого 570 км,
составляла 10—12° С. Пресная вода подогревалась |
за |
счет горячего пара передвижной установки (ППУ), |
поэ |
тому температура горячей воды колебалась в пределах 55—70°С, реагент подавался стабильно без перерывов. Ходовые пробы для определения качества нефти отбира лись послойно в пяти точках (1, 33, 54, 85, ПО км).
Первая группа опытов преследовала цель установить динамику изменения качества нефти в трубопроводе за счет массобменных процессов при движении смеси (нефть, пресная вода, реагент) при ламинарно-турбулент ном режиме (7?е= 3500—5000).
Установлено, что в процессе движения нефти с прес ной водой на участке трубопровода Альметьевск — Михайловка (длина трубы ПО км) происходит эффектив ный процесс вымывания хлористых солей за счет массо обменных процессов и в конце ПО км основное количе ство промывочной воды оказывается уже в нижней части трубопровода. Содержание воды и солей в нефти, по хо довым анализам, распределяется по длине и сечению ма гистрального нефтепровода следующим образом:
1 км — 1,2—2%, 400—450 мг/л;
33 км — 0,6—2%, 300—900 мг/л; 54 км — сл.—20%, 90—900 мг/л; 85 км — 0—2%, 100—900 мг/л- ПО км — 0—100%, 100—10000 мг/л.
(Первая цифра — верх, вторая — низ трубопровода.) Анализ результатов качества нефти, отобранных пос
лойно из разных точек, показал (рис. 15), что пресная вода распределяется по сечению и длине трубопровода неравномерно, поэтому в некоторых отобранных пробах содержание воды в нефти во всех сечениях составило следы — 0,3%. Исследования, проведенные с применением микрокиносъемки, показали, что эффективное разруше ние искусственной эмульсии происходит уже на началь ных участках магистрального трубопровода (54—85 км). Глубокое же разрушение эмульсии, которая легко рассла ивается на нефть и воду, происходит на 85—ПО км, где в верхних слоях движется практически обессоленная до
100 мг/л нефт;ь.
122
Альметьевск |
М и х а й л о в ы |
Рис. 15. Содержание воды в нефти по длине и сечению магистрального нефтепровода Альметьевск—
Горький.
Для исследования динамики отделения воды нефть, обработанную реагентом и пресной водой в трубопрово де, направляли для отстоя в резервуары (РВС-5000) про межуточной перекачивающей станции (НПС — Михайловка). Как было установлено, в процессе движения неф ти по трубопроводам в присутствии воды и реагента происходит разрушение искусственной эмульсии, которое выражается в том, что сразу после заполнения резервуа ра содержание воды в нефти по слоям составляет О— 0,5%, а на дне резервуара появляется свободная вода.
Характерно также, что содержание воды в нефти но сечению резервуара изменяется в сравнительно неболь ших пределах, так как основная вода отделяется уже во время заполнения резервуара. Именно об этом сви детельствует тот факт, что содержание воды в нефти практически не изменялось и через 4—10 часов отстоя. Задалживать резервуары для отстоя в этом случае нет никакой необходимости. Надо отметить, что отделение воды было достигнуто при невысокой температуре неф ти 15—17° С. Содержание солей в нефти по слоям высо кое (порядка 300—600 мг/л), так как остаток необрабо танной нефти в резервуаре с содержанием воды 66%, солей 98870 кг/л достигал 53 см, а обработанная в тру бопроводе нефть пропускалась через слой этой нефти.
Аналогичные исследования были проведены на неф теперекачивающей станции Ст. Ликеево, где обработан ная нефть направлялась для отстоя в железобетонные резервуары головных сооружений объемом 10000 ж3 каж дый, работающие в обычном для них режиме: один ре зервуар под заполнением, второй — на товаро-замерных операциях и затем на откачке. Среднее время заполне ния 20 часов. Сброс дренажной воды осуществлялся перед отбором проб нефти по ГОСТу.
Пробы нефти послойно отбирались сразу же после заполнения и через каждые 2 часа отстоя. Результаты исследований показали, что при температуре нефти в кон це трубопровода порядка 9—14°С и расходе промывочной воды 2%, в железобетонных резервуарах промежуточных НПС, работающих в режиме заполнения, отстоя и откач ки, возможно получение обессоленной нефти с содержа нием солей до 100—200 мг/л. Отсюда следует, что введе ние небольших объемов промывочной воды (1,5—2%) в откачиваемую нефть из головных сооружений и сброс
124
этой воды из резервуаров промежуточных НПС позволит решить проблему резкого снижения содержания солей в поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы неф ти. Так, содержание поды и солей в нефти, отобранной по ГОСТу из Ж БР № 3 — 11 /X 1972 г. и ЖБР-2 — 14/Х 1972 г. соответственно составило: 0,69% — 175 мг1л\ 0,38% —170 мг/л.
Эксперимент по трубному обессоливанию с использо ванием магистрального нефтепровода длился 5 суток, в течение которых планировалось качать по трубе 0 500 мм в Костово ромашкинские нефти, однако периоди чески подкачивали прикамские нефти из-за недоста точного количества ромашкинской. Характерно, что в этом случае содержание йоды и солей в нефти по сече нию железобетонного резервуара было высоким. Это сви детельствовало о том, что остаточная вода находится в смеси нефтей (прикамских и ромашкинских) в виде мел ких, неподдающихся слиянию капель, которые в течение длительного времени находятся во взвешенном состоя нии, то есть получается стойкая искусственная эмуль сия, и качество этой нефти, по актам сдачи, составило воды 1,2%, соли—418 мг/л. За период проведения экспе римента было обессолено в магистральном нефтепрово де Альметьевск— Горький 28000 тнефти, закачано в тру бопровод 800 тпресной воды. Из железобетонных резер вуаров перекачивающей станции Ст. Ликеево откачали около 500 т этой воды, и 15000 т нефти было сдано по ГОСТу с содержанием солей до 170 мг/л. Средняя тем пература нефти в резервуаре составляла всего 9—12° С, время отстоя 6—10 часов. Отсюда следует, что введение 1,5—2% промывочной воды и 20 г/т реагента в откачивае мую из головных сооружений обезвоженную нефть поз волит решить проблему глубокого обессоливания нефти на НПЗ. Так, при обессоливании в лабораторных усло
виях в три ступени на термохимическом |
режиме обра |
ботанной пресной водой и реагентом в |
магистральном |
нефтепроводе нефти (пробы отбирались из трубы в Ст. Ликеево) содержание солен в ней снизилось до 7 мг/л (табл. 24).
Таким образом, эта серия исследований показала, что обессоливание нефти в магистральных трубопроводах может быть широко использовано для обеспечения глу бокого обессоливания нефти на НПЗ.
125
Т а б л и ц а 24
Режим обессоливания нефти, обработанной пресной водой и реагентом в магистральном нефтепроводе
Содержание солей в нефти, м г / л
№ |
|
|
|
|
п/п |
в сырой |
после I ст. |
после 11 ст. |
после III ст. |
1 |
181,0 |
88,2 |
30,0 |
11,0 |
2 |
192,0 |
88,2 |
36,0 |
7,0 |
3 |
187,0 |
85,0 |
23,0 |
3,0 |
4 |
178,0 |
75,0 |
30,0 |
7,0 |
П р и м е ч а и и е. Температура опыта 80°, расход дисолвана 20 г / т , расход пресной воды на каждой ступени 5%.
Предварительные расчеты показали, что себестои мость обессоливания нефти, с использованием магист ральных трубопроводов и резервуаров промежуточных НПС в технологических целях, не превышает 5—6 коп. за тонну, что в 5—7 раз ниже, чем при обессоливании нефти на стационарных установках.
Экспериментальное определение скорости коррозии при транспорте водо-нефтяных сред проводилось на ма гистральном нефтепроводе Альметьевск — Горький ( 0 500мм). Цилиндрические образцы из стали Ст. 3 закреп лялись в текстолитовых изоляторах и устанавливались в потоке (0,4—0,6 м/сек) на различном удалении от низа трубы. Контрольными точками на трубопроводе явля лись начало трубы и 110-й километр трубопровода, нахо дящийся на пониженном участке рельефа местности. За время эксперимента на первом этапе по трубопроводу транспортировались товарные нефти Ромашкинского ме сторождения с содержанием воды 0,4—0,9% и солей 500—1500 мг/л. На втором этапе в нефть добавляли 20— 25 г/г дисолвана. И на третьем этапе осуществляли до
зировку |
дисолвана (20—25 г/т) |
и нагретой до 50—65° С |
пресной |
воды в объеме 2—2,5% |
от транспортируемой |
нефти.
Результаты определения скорости коррозии в трубо проводе представлены в табл. 25. Как следует из отме ченных данных, величина скорости коррозии в нефтепро воде незначительна и практически не представляет опа сности для эксплуатации этого сооружения. Отмеченные
126
результаты свидетельствуют, что в трубопроводе преоб ладают явления смачивания стенок нефтяной фазой, уменьшающие контактирование стали с водой как при транспорте товарной нефти, так и при вводе деэмульга тора пресной воды.
Т а б л и ц а 25
J3
о
о .
X н
м2 >■»
Ч CJ
а>
ПрОДОЛЖ! испытани 1
|
Скорость |
коррозии ( г / м 2 час) |
при |
|
|
расстоянии середины образца |
от |
||
Режим |
Точка |
низа |
трубы (м м ) |
|
перекачки |
кии 1 рили |
|
|
|
коррозии |
|
|
|
|
|
45 |
195 |
295 |
395 |
21 |
без |
ИПС-2 |
0,0123 |
0,0115 |
0,0113 |
0,0114 |
|
реагента |
|
|
|
|
|
103 |
25 г /т 4411 |
ПО к м |
0,0023 |
0,0013 |
0,0020 |
0,0016 |
99 |
без |
0,0020 |
0,0011 |
0,0008 |
0,0009 |
|
41 |
■ |
— |
— |
— |
0,0065 |
|
|
|
|
|
|
||
14 |
реагента |
|
|
|
0,0096 |
|
и |
НИС-2 |
— |
— |
— |
||
7 |
25 г!т 4411 |
0,0261 |
0,0246 |
0,0200 |
0,0188 |
|
|
3% пресной |
|
|
|
|
|
■ 4 |
воды |
110 к м |
0,0151 |
0,0410 |
0,0336 |
0,0266 |
|
Оглубине обессоливания нефти на НПЗ при различном содержании солей в сырье
Считается, что осуществлять глубокое обессоливание на НПЗ при высоком содержании солей в сырье (более 40 мг/л) невозможно при любом числе обессоливающих ступеней на заводских ЭЛОУ. Этот аргумент, в частнос ти, является основным при обосновании необходимости введения проекта ГОСТа 5295, предусматривающего обессоливание нефти до 40 мг/л на промыслах при оста точном содержании воды в ней не более 0,1%.
Данные, приведенные в предыдущих разделах, убеди тельно доказывают, что между достижимой глубиной обессоливания нефти на заводах и абсолютным содер жанием солей в нефти не существует той связи, которая ей приписывается рядом специалистов. Покажем это еще раз.
127
Из данных, приведенных в табл. 26, видно, что глубо кое обессоливание нефти на НПЗ (до 5—7 мг/л) дости гается на большой группе заводов при исходном содер жании солей в сырье намного больше 40 мг/л. Следова тельно, требование обессоливать нефть на промыслах до 40 мг/л как обязательной предпосылки для ее глубоко го обессоливания на заводах является необоснованным.
Таблица 26
Качество нефти
Наименование завода |
Кол-во |
и обрабатываемая нефть |
ступеней |
ЭЛОУ |
сырье
% |
|
, |
|
вода |
X ч |
|
обработан ная
% |
|
|
, |
к ^ |
|
вода |
||
и П |
||
|
Полоцкий (ромашкииская в |
2 |
|
|
|
|
смеси с речицкой) ................ |
1,1 |
148 |
0,1 |
6 |
|
Омский (сибирская) . . . . |
— |
1,0 |
200 |
0,05 |
4 |
Ангарский (сибирская) . . |
|
1,0 |
250 |
0,1 |
8 |
Гурьевский (мангышлакская) |
— |
сл. |
90 |
ОТ'С. |
7 |
Ново-Уфимский (бондюж- |
3 |
1,03 |
1200 |
|
5 |
ская) ........................................... |
|
||||
Ново-Уфимский (тюменская, |
|
1,16 |
138 |
0,15 |
6 |
туймазинская) ЭЛОУ-6 . . . |
2 |
||||
Ново-Горьковский . . . . |
0,99 |
1200 |
0,1 |
5,9 |
П р и м е ч а н и е . По данным Всесоюзного совещания в г. Рязани
(1972 г.).
Наши исследования и практика работы ряда заводов показали, что глубина обессоливания нефти на НПЗ за висит в основном не от абсолютного содержания воды и солей в нефти, а от состояния бронирующих оболочек на каплях пластовой воды, степени разрушенности эмуль сии при ее подготовке на промыслах и особенно от глу бины разрушения бронирующих оболочек на каплях пластовой воды в процессе транспортирования эмульсии по магистральным нефтепроводам.
Качество обессоленной нефти на НПЗ систематически
улучшается. |
За счет улучшения подготовки нефти на |
промыслах, |
глубокого разрушения эмульсии в процессе ее |
транспортирования по магистральным нефтепроводам и ряда технологических мероприятий на заводских ЭЛОУ,
128
содержант' солен в уходящем на переработку нефти по большой группе нефтеперерабатывающих заводов сни зилось до 10..15 м г / л (табл. 27) против недавних 30 м г / л .
т. е. более чем вдвое.
Toff.ища 27
Среднее ка lecTiu) нефти
11а именование |
Число |
до |
обра- |
' ботки |
|||
' за подл |
1*гуне нем) |
г |
СОЛИ, |
|
|
м |
|
|
|
и |
|
|
|
о |
|
м г ' л
после
обработки
% |
|
вода, |
СОЛИ, м г / л |
1Ioiio-Copi,конский Э.ЛОУ |
3,7 |
0,7 |
1520 |
0,20 |
10 |
АНТ-3 ....................................... |
|||||
Ново-Ярославский ЭЛОУ-1 |
3 |
1,03 |
1038 |
0,1 |
17 |
КнршискиП ЭЛОУ-2 . . . |
2 |
1,1 |
2200 |
0,1 |
13 |
Волгоградский ЭЛОУ АИТ-0 |
0,7 |
0,7 |
820 |
0,1 |
9 |
3 |
0,23 |
230 |
сл. |
13,5 |
|
11с)ПО-КуйГ*ы т е иски it . . . |
3 |
0,2 |
ПО835 |
сл. |
11,0 |
П р и м е ч п и н е. По данны м В сесою зного |
со в ещ ан и я |
н г. Р я зан и |
|
(1972 г.). |
|
|
|
Как видно из данных табл. |
27, |
содержание солеи в |
|
сырье для I руины заводов, перерабатывающих |
ромаш- |
||
кппскую нефть в чистом виде и |
в смеси с другими неф |
тями, изменялось в пределах от 820 до 1638 м г / л . Это,
однако, не послужило препятствием для снижения оста точного содержания солеи в нефти до 9— 15 м г / л . Это
еще раз подтверждает тот факт, что глубина обессолива ния нефти по НПЗ зависит не от количества, а от каче ственного состояния капель, содержащих раствор солей.
Поэтому оценка качества нефти по анализам, осуще ствляемым в процессе приема-сдачи на товарно-сырье вых базах заводов для определения содержащегося в пей балласта н, следовательно, возможности глубокого обес соливания нефти, па НПЗ непригодна. Здесь нужны дру гие критерии. В частности, таким критерием могла бы стать достижимая глубина обессоливания нефти, напри мер, в одну термохимическую пли электротермохимическую ступень (при определенных технологических пара метрах). Для этого проба нефти должна отбираться лн-
9* Я-525 |
129 |