книги / Сырье и продукты промышленности органических и неорганических веществ. Ч. 1

Плотность Нефть м

Р4

0,8695

Эхабинская

Вязкость при 20 °С, мм2/с

39,7

25,8

17,7

4,7

4,0

13,3

14,2

—

1,9

13,8

13,8

—

86,3*

7,1

6,1

25,1

6,8

7,7

нефтепродукты и тъ

С\

Плотность Нефть „го

Р4

Без обработки. “ ‘При 50°С.

Вязкость при 20 °С, мм2/с

7,7

5,2

6,3

37,8

8,9

13,7

18,4

62,9

14,5

15,5***

105,7

21,7***

20,5

29,8

53,2

Содержание, %

—36,0

0,11 —

0,08 18,0

0,16 —

0,09 16

0,16 24

0,15 22

692

технолога и химика справочник Новый

Наименование

нефти

Урал и Поволжье Арланская Жирновская Мухановская Осинская Туймазинская Шкаповская Яринская Коми АССР Усинская

Западная Сибирь Самотлорская Усть-Балыкская Шаимская

о-в Сахалин Эхабинская

Северный Кавказ Малгобекская Ставропольская

ТроицкоАнастасневская

Хадыженская

Украина

Леляковская

Белоруссия

Речицкая Средняя Азия

Котур-Тепинская Казахстан Жетыбайская Прорвинская

1

Пределы выкипания, °С

350-450

350^450 350-450 350^160 350-500 350-500 350-500

350-490

350-500

350-500

350-480

350-500

350-500

350-500

350-500

350-500

350-500

350-475

350-490

350-500

350-490

4,47

0,56

2,50

3,50

3,10

3,32

1,40

1,3

2,35

3,12

1,25

0,90

0,90

0,31

0,67

0,64

1,31

0,75

0,61

0,18

3,50

Литература

1.Нефти СССР: Справочник: В 4 т.: М.: Химия. Т. 1. Нефти северных районов Европейской части СССР

и Урала. 1971; Т. 2. Нефти Среднего и Нижнего Поволжья. 1972; Т. 3. Нефти Кавказа и западных районов Европейской части СССР. 1972; Т. 4. Неф­ ти Средней Азии, Казахстана, Сибири и о-ва Саха­ лин, 1974.

2.Справочник нефтепереработчика / Под ред. Г.А. Ластовкина., Е.Д. Радченко, М.Г. Рудина. Л.: Хи­ мия, 1986. 648 с.

3.Химия нефти и газа / Под ред. В.А. Проскурякова, А.Е. Драбкина. 3-е изд., доп. и испр. СПб.: Химия, 1995.448 с.

4.Теребин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Г.М. Нефти месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1974. 424 с.

5.Буршар М.С., Львов М.С. География и геология

нефти и газа СССР и зарубежных стран: Справоч­ ная книга. М.: Недра, 1979. 365 с.

6. Справочник нефтехимика в 2 т. Т. 1 / Под ред. С.К. Огородникова. Л.: Химия, 1978. 496 с.

7.Соколов В.А., Бестужев М.А., Тихомолова Т.В. Хи­

мический состав нефтей и природных газов в связи с их происхождением. М.: Недра, 1972. 276 с.

8. Газовые и газоконденсатные месторождения: Спра­ вочник. М.: Недра, 1983.

9.Селицкий А.Г. Горно-экономические показатели освоения нефтяных месторождений за рубежом: Справочное пособие. М.: Недра, 1984. 481 с.

10.Петров А.А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. 266 с.

12.2. Подготовка нефти к переработке и первичная переработка

(проф., д.т.н. В.Г. Спиркин)

12.2.1. Обезвоживание и обессоливание нефти

Сырая нефть содержит растворенные (попутные) га­ зы, воду, песок, глину и др. примеси. Содержание по­ путных газов достигает 50-100 м3/т нефти, твердых нерастворимых примесей — до 1,5 масс. %, воды — от незначительного количества до 90 %.

Газы Ci-C4 удаляют из нефти в процессах дегазации и стабилизации на промыслах.

Твердые нерастворимые примеси вызывают эрозию внутренних поверхностей трубопроводов, образуют

отложения и ухудшают теплопередачу в технологиче­ ских аппаратах установок, увеличивают зольность ма­ зутов и гудронов.

Основное количество воды и твердых нераствори­ мых примесей удаляется из нефти отстаиванием в про­ мысловых и заводских резервуарах.

Водорастворимые и нерастворимые соли (хлориды) откладываются в трубах теплообменников и печей, что снижает коэффициент теплопередачи. Водораствори­ мые соли (NaCl, КС1) не гидролизуются, вызывают электрохимическую коррозию оборудования. СаС12 гидролизуется на 10 %, a MgCl2— на 90 %:

MgCl2+ Н20 = MgOHCl + НС1

Образующаяся кислота НС1 вызывает химическую коррозию оборудования.

Солесодержание нефти, поступающей на нефтепе­ рерабатывающий завод (НПЗ), должно быть не более 50 мг/л, содержание воды — не более 1 %, а в нефти, поступающей на установку первичной переработки, содержание солей — не более 5 мг/л, воды — не более 0,3 масс. %.

Интенсивное перемешивание нефти с водой при до­ быче приводит к образованию стойких водонефтяных эмульсий. Дисперсная фаза (капли воды) распределена в дисперсионной среде (нефти). Без поступления внеш­ ней энергии и специальных реагентов эмульсии не рас­ слаиваются. Их высокая стабильность обусловлена присутствием нефтяных ПАВ (сернистых, смолистоасфальтеновых веществ, нефтяных кислот и др.). Эти ПАВ являются сильными эмульгаторами, образующи­ ми на поверхности дисперсных частиц прочный ад­ сорбционный слой, препятствующий слиянию и укруп­ нению частиц. Стабильность эмульсий зависит от физико-химических свойств нефти, размера частиц дисперсной фазы, температуры, интенсивности пере­ мешивания, плотности и вязкости нефти. Чем больше степень дисперсности, тем меньше диаметр капли и тем устойчивее эмульсия. Мелкодисперсные эмульсии со­ держат капли диаметром менее 20 мкм (2 • 10”5 м), гру­ бодисперсные — диаметром более 20 мкм.

Первичное обезвоживание и обессоливание произ­ водится на промыслах. Водонефтяные эмульсии разру­ шают механическим, химическим и электрическим воз­ действием на них.

Механический метод (отстаивание) используется для разрушения малостойких эмульсий и реализуется за счет разницы плотностей воды и нефти. Отстаивание эффективно для разрушения свежих нестойких эмуль­ сий «нефть—вода». Если размер взвешенных частиц больше 0,5 мкм, то скорость оседания капель воды или подъема частиц нефти в воде подчиняется закону Сто­ кса:

w = J 2(p, - p2)g/ 18т|

где w — скорость оседания капель, см/с; d — диаметр капель воды или нефти, см; рь р2 — плотности воды и нефти соответственно, г/см3; g — ускорение силы тяже­

сти, см/с2; г) — динамическая вязкость среды (эмуль­ сии), г/смс.

Из приведенной формулы видно, что чем меньше частицы дисперсионной среды и разность плотностей воды и нефти и чем больше вязкость среды, тем мед­ леннее процесс расслаивания эмульсии. Повышение температуры ускоряет расслоение фаз вследствие луч­ шей растворимости в углеводородах защитного слоя ПАВ, снижения плотности и вязкости нефти. При от­ стаивании удаляется и значительная часть механиче­ ских примесей (песок, глина, продукты коррозии и др.).

Необходимо осуществлять двукратное обезвожива­ ние и обессоливание нефти (на промыслах и НПЗ). На промыслах производится отстаивание и термохимиче­ ское обезвоживание и обессоливание нефти. При этом используются деэмульгаторы — синтетические ПАВ, которые адсорбируются на границе раздела фаз «нефть—вода», вытесняя с поверхности капель воды природные эмульгаторы. Деэмульгаторы обладают большей поверхностной активностью и меньшей проч­ ностью адсорбционной пленки по сравнению с природ­ ными ПАВ. Деэмульгаторы вводят в отстойные резер­ вуары, в нефтяные скважины, в трубопроводы, соеди­ няющие резервуары с обезвоживающими установками. Расход деэмульгатора — 5-50 г/т нефти (в зависимости от плотности и смолистости нефти, химического строе­ ния деэмульгатора).

Деэмульгаторы делятся на электролиты (H2S04, СН3СООН, NaOH, СаС12 и др.), неэлектролиты (бензол, ацетон, CS2, бензин и др.) и коллоиды: ионоактивные (или ионогенные) и неионогенные.

Ионогенные коллоиды в водных растворах диссо­ циируют на анионы и катионы, неионогенные — не диссоциируют. Расход неионогенных деэмульгаторов значительно меньше, чем ионоактивных. Анионоактив­ ным деэмульгатором является ныне редко применяе­ мый нейтрализованный черный контакт (НЧК), алкилсульфонаты RS03Na и др. Широкое распространение получили неионогенные деэмульгаторы, такие как оте­ чественные ОЖК (оксиэтилированные жирные кислоты > Сю), ОП-4, ОП-7, ОП-10 (оксиэтилированные алкилфенолы), импортные — диссольван 4411, прохалит, третоляйт (США), петроляйт-22 (Англия) и др. Расход неионогенных деэмульгаторов составляет не более 20-40 г/т нефти.

Применяются нефтенерастворимые деэмульгаторы марок Сепарол 5271, Кемеликс 3398, Виско-412, расход которых составляет 4-5 г/т нефти. Эти деэмульгаторы не требуют разведения и подаются насосом в чистом виде.

Научно-инженерной фирмой «Инженер-Сервис- ВНИИНП» разработана композиция реагентов типа «Геркулес» для более эффективного обезвоживания, обессоливания нефти и защиты от коррозии оборудова­ ния комбинированных установок первичной переработ­ ки нефти ЭЛОУ-АТ (АВТ). Композиция включает де­ эмульгатор Геркулес 1017, нейтрализатор Геркулес

54505 и пленкообразующий ингибитор коррозии Гер­ кулес 30617.

Деэмульгатор представляет собой многокомпонент­ ную композицию оксиалкилированных фенолформаль­ дегидных олигомеров и сополимеров оксида этилена с пропиленом в органическом растворителе.

Ингибитор коррозии — это раствор смесей амидов и производных имидазолина в ароматическом растворителе.

Нейтрализатор — это раствор органических аминов в ароматическом растворителе или в воде.

Композиция испытывалась на сырых нефтях с со­ держанием до 1 масс. % воды и до 110-120 мг/л хлори­ дов. При подаче в сырую нефть на электрообессоли­ вающую установку (ЭЛОУ) 1,3-5,9 г/т деэмульгатора и 7-29 г/т водного раствора NaOH; в шлемы колонн ат­ мосферной трубчатки (АТ) — 2,2-6,2 г/т нейтрализато­ ра и 2,1- 6,1 г/т ингибитора содержание воды было снижено до 0,03-0,20 %, хлоридов — до 1,2-6,0 мг/л, скорость коррозии уменьшилась до 0,0002-0,15 мм/год.

Водорастворимые деэмульгаторы должны подавать­ ся раздельно на каждую ступень обезвоживания и обес­ соливания нефти, т. к. в случае подачи на первую сту­ пень часть деэмульгатора перейдет в дренажную воду. Водорастворимые деэмульгаторы подают в виде 1-2%-х растворов, нерастворимые — в товарном виде, без раз­ бавления. Для более равномерного распределения в нефти деэмульгатора его желательно подавать в посту­ пающую нефть с промывной водой.

Для глубокого обессоливания нефтей тина Арланской или Прикамской, при промывке которых образу­ ется дренажная вода с низкой величиной pH, одновре­ менно с деэмульгатором подается щелочь в количестве, обеспечивающем pH = 7,0V7,5. Ориентировочное коли­ чество щелочи для повышения величины pH на едини­ цу составляет 10 г/т.

Обезвоживание и обессоливание нефти на НПЗ осу­ ществляется на установках ЭЛОУ. Нефть смешивается с промывной водой и деэмульгатором, смесь разделяет­ ся в электродегидраторах, где водонефтяная эмульсия подогревается и подвергается воздействию переменно­ го электрического поля высокой напряженности. Вода удаляется из нефти вместе с растворенными в ней со­ лями. Одновременно нефть на ЭЛОУ многократно про­ мывают водой в 2-3 ступени в последовательно соеди­ ненных электродегидраторах. Все крупные нефтепро­ мыслы и каждый НПЗ имеют ЭЛОУ.

Механизм обезвоживания и обессоливания нефти на установках ЭЛОУ заключается в следующем. Молеку­ лы воды — полярные частицы ( с дипольный моментом 6,17 • Ю”30 Кл • м и диэлектрической проницаемостью 78,3 Д при 25 °С). В переменном электрическом поле частицы водной эмульсии вибрируют, многократно меняя свою конфигурацию в соответствии с частотой переменного тока 50 Гц. Скорость колебаний возраста­ ет при повышенной температуре, снижающей вязкость нефти. В результате столкновений частиц эмульсии, оболочка которых нарушена деэмульгатором, происхо­ дит их слияние, укрупнение и осаждение. Крупные кап­

ли сливаются снизу, а обезвоженная и обессоленная нефть отбирается сверху электродегидратора.

На НПЗ эксплуатируются 3 типа ЭЛОУ, оборудо­ ванные вертикальными, шаровыми или горизонталь­ ными электродегидраторами. Современные ЭЛОУ — горизонтальные, двухили трехступенчатые, комбини­ рованные с АТ или атмосферно-вакуумными трубчат­ ками (АВТ) мощностью до 3-9 млн т/год. Характери­ стика основных марок электродегидраторов приведена в табл. 12.10.

Таблица 12.10

Характеристика горизонтальных электродегидраторов типа ЭГ

Технологические режимы обезвоживания и обессо­ ливания нефти (температура в электродегидраторах, их производительность, расходные показатели) зависят от исходного содержания солей и воды в нефти (табл. 12.11). Для нефтей, поступающих на НПЗ с со­ держанием солей до 100 мг/л и концентрацией хлори­ дов в пластовой воде менее 7,5 %, достаточно двух сту­ пеней обессоливания. Для нефтей с содержанием солей более 300 мг/л или в пределах 100-300 мг/л, но с кон­ центрацией хлоридов в пластовой воде более 7,5 %, требуется три ступени обессоливания.

Для легких маловязких нефтей типа Западно-Сибир­ ских, не образующих стойких эмульсий, достаточно поддерживать температуру в электродегидраторах на уровне 70 °С. Для более плотных, вязких нефтей типа Ромашкинской, Прикамской, Мангышлакской опти­ мальная температура находится в пределах 100-120 °С. Для некоторых тяжелых, вязких нефтей типа МордовоКармальской (битуминозной) требуется поддерживать более высокую температуру — до 130-150 °С.

Давление в электродегидраторах обусловливается упругостью нефтяных паров, гидравлическими сопро­ тивлениями технологического оборудования, требуе­ мыми перепадами давления между ступенями ЭЛОУ.

На рис. 12.1 приведен поперечный разрез типового горизонтального электродегидратора марки ЭГ. Нефть поступает в электродегидратор через штуцер 1 и далее через распределительный коллектор 2 — в нижнюю часть электродегидратора под слой дренажной соленой воды. В верхней части электродегидратора находится сборник 5 обессоленной нефти, выводимой через шту­ цер 6. Поток сырой нефти (эмульсия) движется верти­

кально вверх с постоянной скоростью по всей длине аппарата. Нижний 3 и верхний 4 электроды располага­ ются вдоль всего электродегидратора в его средней части и крепятся к корпусу аппарата с помощью под­ весных фарфоровых изоляторов 8. Дренаж воды из электродегидратора производится автоматически (по уровню) через дренажный коллектор 9 и штуцер 10. Электродегидратор оснащен манометром, термопарой и предохранительным клапаном. Отбор проб нефти для контроля работы электродегидратора производится через пробоотборное устройство с холодильниками. Аппарат имеет теплоизоляцию и металлический кожух. Питание электродегидратора производится через по­ вышающие трансформаторы, обеспечивающие напря­ жение между электродами 22, 27,5, 33, 38,5 или 44 кВ.

Для нагрева нефти используются кожухотрубные теп­ лообменники с плавающей головкой пучка. Сырая нефть нагревается за счет тепла отходящих с АТ и АВТ нефтепродуктов и тепла циркуляционного орошения. На рис. 12.2 дана принципиальная схема блока ЭЛОУ, включающего горизонтальные электродегираторы и комбинированного — с установкой АВТ. Подаваемая сырьевыми насосами Н-1, 2 и 3 сырая нефть распреде­ ляется тремя параллельными потоками и нагревается в трех теплообменниках Т-1, 2 и 3 потоками реактивных, дизельных топлив и циркуляционного орошения ос­ новной атмосферной колонны; гудрона — при работе вакуумной колонны или мазута, если вакуумная колонна не работает. Нагретая в теплообменниках нефть соби­ рается в коллектор и распределяется в шести электро­ дегидраторах Э-1-Э-6 первой ступени. Смешение нефти с промывной водой перед первой ступенью осу­ ществляется в трубопроводе на входе в элекгродегидраторы за счет перепада давления, создаваемого регу­ ляторами давления, установленными на трубопроводах. Перепад давления поддерживается в пределах 0,05- 0,15 МПа.

Подача воды производится непосредственно перед регуляторами давления. Промывная вода не содержит солей (например, конденсат или вода для пожарно­ технических нужд). Частично обессоленная нефть от­ бирается из верхней части электродегидраторов и через сборный коллектор направляется в электродегидраторы второй ступени обессоливания Э-7-Э-12. Типичный расход воды составляет не более 10 % на всю нефть

Рис. 12.1. Поперечный разрез серийного горизонтального электродегидратора типа ЭГ:

сборник обессол ен н ой нефти; 6 — ш туцер вы вода обессол ен н ой

нефти; 7 — ш туцер проходн ого изолятора;

8 — п одвесной изолятор; 9 — дренаж ны й коллектор;

1 0 — ш туцер вы вода солен ой воды

Таблица 12.11

*Концентрация хлоридов в пластовой воде менее 7,5 %. *Концентрация хлоридов в пластовой воде более 7,5 %.

Нефть и нефтепродукты

12.2.2. Установки АВТ

Установки АВТ (атмосферно-вакуумные трубчатки) предназначены для первичной переработки нефти мето­ дом многократного (двух- и трехкратного) испарения. При первичной переработке нефти используются физи­ ческие процессы испарения и конденсации нефтяных фракций, в то время как вторичные процессы перера­ ботки базируются в основном на деструктивных мето­ дах (термический, каталитический крекинг, гидрокре­ кинг, каталитический риформинг, изомеризация и др.).

Переработка нефти на АВТ с многократным (чаще всего — трехкратным) испарением заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позво­ ляющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Да­ лее полуотбензиненную нефть нагревают до более вы­ сокой температуры и отгоняют фракции тяжелого бен­ зина, реактивного и дизельного топлива, выкипающие до температур 350-360 °С.

Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегон­ ке под вакуумом с получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок каталитического или гидрокрекинга). Установки АВТ, как правило, ком­ бинируются с установками подготовки нефти к перера­ ботке (обезвоживание и обессоливание на ЭЛОУ). Кро­ ме того, используются установки вторичной перегонки бензина для получения узких бензиновых фракций.

12.2.2.1 Атмосферная перегонка нефти

На рис. 12.5 представлена принципиальная схема ус­ тановки атмосферной перегонки нефти с двукратным ис­ парением, входящей в состав современных установок АВТ.

6 9 9

I Л А л

о о ! о о

Рис. 12.3. Аппарат для разрушения ловушечной водонефтяной эмульсии в электрическом поле: а) аппарат; б) электрод;

/ — корпус; 2 — патрубок входа;

3 — патрубок вы хода;

4 — электрод; 5 — диэлектрический

8 — отверстие