Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Прикладная химия. Сырьевые ресурсы химической промышленности. Учебное пособие
.pdf
Более эффективны системы высоконапорного
герметизированного нефтегазоводосбора с многоступенчатой
сепарацией газа (рис. 2.1, б).
Нефть, газ и вода, извлеченные из скважины, под собственным
давлением направляются в групповую замерную установку 5, а затем в
сепараторы первой ступени 1. Первая ступень отделения газа от нефти
осуществляется при давлении 0,6 — 0,7 МПа, достаточном для
бескомпрессорной подачи газа на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).
Из сепаратора 1 нефть под собственным давлением или с помощью
насосов 7 транспортируется до центрального сборного пункта или
центральных промысловых сооружений.
Там за счет дальнейшего снижения давления проводится
вторая (и третья, если требуется) ступень сепарации газа от нефти. Газ
из сепараторов второй и третьей ступени подается на ГПЗ под
собственным давлением или с помощью компрессоров, а нефть — в
резервуары установок подготовки.
Преимущества многоступенчатой схемы сепарации — более полное
отделение газа от нефти, сокращение уноса капель нефти с газом,
уменьшение расхода электроэнергии на сжатие газа.
Стабилизация. Даже после многоступенчатой промысловой
сепарации в нефти остается весьма значительное количество
углеводородов C1 - С4. Большая часть этих углеводородов может быть
потеряна при перекачках из резервуара в резервуар, при хранении и
транспортировке нефти. Вместе с газами теряются ценные легкие
бензиновые фракции.
Чтобы ликвидировать потери газов и легких бензиновых
фракций, предотвратить загрязнение воздуха, уловить ценные
газообразные компоненты, необходимо максимально извлечь
углеводороды C1 - С4 из нефти перед тем, как отправить ее на
нефтеперерабатывающие заводы. Эта задача решается на установках
стабилизации нефти, расположенных обычно в непосредственной
близости от места ее добычи.
Для стабилизации нефти с малым содержанием растворенных
газов применяют одноколонные установки. Двухколонные установки
используют для стабилизации нефтей с высоким содержанием газов
(более 1.5 масс.%), где вторая колонна служит для стабилизации
газового бензина.
Схема одноколонной стабилизационной установки приведена на рис.
2.2.
51
Сырье, поступающее с промысловых установок подготовки,
проходит через теплообменники 1, где подогревается уже
стабилизированной нефтью, и паровые подогреватели 2. Подогретая
нефть поступает в ректификационную колонну - стабилизатор 3.
Уходящие с верха стабилизатора легкие углеводороды
конденсируются в конденсаторе - холодильнике 4 и поступают в
емкость 5.
С верха колонны-стабилизатора 3 уходят углеводороды от С1
до C5 включительно. В холодильнике 4 конденсируется не весь
продукт, уходящий с верха колоны 3, поэтому в емкости 5 происходит
разделение смеси, поступившей из конденсатора 4, на газ и жидкость.
Газ из емкости 5 направляется в топливную сеть или на
газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкий продукт — газовый
конденсат частично возвращается в колонну 3 в качестве орошения, а
балансовое количество (количество продуктов, которое образуется в
соответствии с материальным балансом установки) выводится со
стабилизационной установки и передается на центральные газофракционирующие установки (ЦГФУ). ЦГФУ включаются в состав
крупных нефтехимических комбинатов и предназначены для
разделения газового конденсата нескольких стабилизационных
установок на индивидуальные углеводороды.
С низа колонны-стабилизатора 3 уходит стабильная нефть, которая
отдает свое тепло поступающему сырью в теплообменнике 1.
Необходимое для ректификации тепло подводится в нижнюю часть
стабилизационной колонны через трубчатую печь 6. Содержание газа
(углеводородов C1 — C4) в стабильной нефти составляет 0.8—1.5
масс.%.
Схема двухколонной стабилизации нефти приведена на рис.
2.3.
Нестабильная нефть из промысловых резервуаров после нагрева в
теплообменнике и пароподогревателе 1 до температуры около 60 0С
подается на верхнюю тарелку первой стабилизационной колонны 2.
В колонне 2 поддерживается избыточное давление от 0.2 до 0.4 МПа с
целью создания лучших условий для конденсации паров бензина
водой или воздухом. Температура низа колонны 2 поддерживается в
пределах 130 - 150 0С циркуляцией части стабильной нефти, нагретой
в паровом кипятильнике 3.
52
Рис. 2.2. Схема одноколонной установки стабилизации нефти:
I — нестабильная нефть; II — стабильная нефть; III —
несконденсировавшийся газ; IV — газовый конденсат.
1 – теплообменник; 2 – паровой подогреватель;
3 – ректификационная колонна-стабилизатор; 4 – конденсатор-
холодильник; 5 – емкость; 6 – трубчатая печь; 7, 8, 9 – насосы.
53
Рис. 2.3. Схема двухколонной установки стабилизации нефти:
I - нестабильная нефть; II - сухой газ; III - сжиженный газ;
IV – газовый бензин; V - стабильная нефть
1, 3, 9, 10 – паровые подогреватели; 2, 8 – стабилизационные колонны;
4 – теплообменник-холодильник; 5, 10 – конденсаторы-холодильники;
6, 11 – газосепараторы.
Стабильная нефть, выводимая с низа колонны 2 после
охлаждения в теплообменнике и холодильнике 4, поступает в
резервуары и далее транспортируется на НПЗ.
Легкие фракции нефти, выводимые с верха колонны 2,
охлаждаются в конденсаторе-холодильнике 5 и поступают в
газосепаратор 6, где сверху выводится сухой газ, состоящий из метана
и этана, а снизу – сконденсированный бензин, который после нагрева в
теплообменнике 7 направляется в колонну 8 для стабилизации.
Давление в колонне 8 поддерживается в пределах 1.3 – 1.5 МПа (то
есть выше, чем в колонне 2, поскольку здесь требуется
54
конденсировать не бензин, а жирный газ, состоящий в основном из
пропана и части бутана). Температура низа колонны 8 регулируется в
пределах 130 – 160 0С рециркуляцией части стабилизированного
бензина через паровой кипятильник 9. Требуемая температура верха
колонны 8 (40 – 50 0С) обеспечивается подачей части сжиженного газа
в виде холодного орошения колонны. С верха колонны 8 выводится
газ, тяжелая часть которого (пропан и бутан) конденсируется в
конденсаторе-холодильнике 10 и отделяется в газосепараторе 11 от
несконденсировавшейся сухой части. Конденсат - сжиженный газ –
выводится с установки и транспортируется на ГПЗ. Стабильный
бензин, выводимый с низа колонны 8, смешивается со
стабилизированной нефтью и направляется на
нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).
2.4.2. Обезвоживание нефти
В основе обезвоживания нефти лежит процесс разрушения
нефтяных эмульсий (в данном случае природных эмульсий, которые
образовались в результате интенсивного перемешивания нефти с
природными эмульгаторами).
Нефтяные эмульсии. Нефть и вода взаимно плохо растворимы.
Поэтому отделение основной массы воды от нефти простым
отстаиванием не представляет большого труда, если при добыче не
образовалась водо - нефтяная эмульсия. Но чаще всего такая эмульсия
образуется. Перерабатывать обводненную эмульгированную нефть
нельзя. Даже если эмульсия не образовалась, то незначительное
количество воды все же остается в нефти в растворенном или во
взвешенном состоянии. А вместе с водой в нефть попадают и
минеральные соли, которые вызывают коррозию нефтеперегонной
аппаратуры.
Эмульсией называется такая система двух взаимно
нерастворимых или не вполне растворимых жидкостей, в которых
одна содержится в другой во взвешенном состоянии в виде огромного
количества микроскопических капель (глобул), исчисляемых
триллионами на литр эмульсии. Жидкость, в которой распределены
глобулы, называется дисперсной средой, а вторая жидкость,
распределенная в дисперсной среде — дисперсной фазой.
Нефтяные эмульсии чаще всего представляют собой эмульсии типа
вода в нефти, в которых дисперсной средой является нефть, а
55
дисперсной фазой — вода. Такая эмульсия гидрофобна: в воде она
всплывает, а в бензине или других растворителях равномерно
распределяется.
Реже встречаются эмульсии типа нефть в воде, в которых
дисперсной средой служит вода. Такая эмульсия гидрофильна: в воде
она равномерно распределяется, а в бензине тонет.
Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями
на границе раздела фаз дисперсной системы, прежде всего
поверхностным натяжением – силой, с которой жидкость
сопротивляется увеличению своей поверхности. Известно, что
поверхностно – активные вещества (ПАВ) обладают способностью
понижать поверхностное натяжение. Это свойство обуславливается
тем, что добавленное ПАВ избирательно растворяется в одной из фаз
дисперсной системы, концентрируется и образует адсорбционный
слой – пленку ПАВ на границе раздела фаз. Снижение поверхностного
натяжения способствует увеличению дисперсности дисперсной фазы,
а образование адсорбционного слоя – своеобразного панциря на
поверхности глобул – препятствует их коалесценции при отстаивании.
Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий,
называются эмульгаторами. Вещества, разрушающие поверхностную
адсорбционную пленку стойких эмульсий - деэмульгаторами.
Эмульгаторами являются такие полярные вещества нефти, как смолы,
асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли
нафтеновых кислот, а также различные неорганические примеси.
Установлено, что в образовании стойких эмульсий принимают участие
также различные твердые углеводороды – парафины и церезины
нефтей.
В промысловой практике чаще всего образуется гидрофобная
эмульсия, так как эмульгаторами в этом случае являются растворимые
в нефти смолисто – асфальтеновые вещества, соли органических
кислот, а также тонкоизмельченные частицы глины, оксидов металлов
и др. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела нефть –
вода, попадают в поверхностный слой со стороны нефти и создают
прочную оболочку вокруг частиц воды. Наоборот, хорошо
растворимые в воде и хуже в углеводородах гидрофильные
эмульгаторы типа щелочных металлов нефтяных кислот (продукт
реакции при щелочной очистке) адсорбируются в поверхностном слое
со стороны водной фазы, обволакивают капельки нефти и таким
образом способствуют образованию гидрофильной нефтяной
56
эмульсии. При наличии эмульгаторов обоих типов возможно
обращение эмульсий, т.е. переход из одного типа в другой. Этим
явлением пользуются иногда при разрушении эмульсий.
Способы разрушения нефтяных эмульсий. Механизм
разрушения нефтяных эмульсий состоит из нескольких стадий:
- столкновение глобул (частиц) воды;
- слияние глобул в более крупные капли;
- выпадение капель.
Для того чтобы разрушить эмульсии, в промышленной практике
применяются следующие процессы:
- механические — фильтрование, обработка ультразвуком;
- термические — подогрев и отстаивание нефти от воды, промывка
горячей водой;
- электрические — обработка в электрическом поле переменного и
постоянного тока;
- химические — обработка деэмульгаторами.
На установках обезвоживания и обессоливания нефти широко
применяются водорастворимые, водонефтерастворимые и
нефтерастворимые деэмульгаторы.
Нефтерастворимые деэмульгаторы более предпочтительны,
поскольку:
- они легко смешиваются (даже при слабом перемешивании) с нефтью,
в меньшей степени вымываются водой и не загрязняют сточные воды;
- оставаясь в нефти, предупреждают образование стойких эмульсий и
их «старение»;
- обладают ингибирующими коррозию металлов свойствами;
- являются легкоподвижными жидкостями с низкой температурой
застывания и могут применяться без растворителя, удобны для
транспортирования и дозировки.
К современным деэмульгаторам предъявляются следующие основные
требования:
- они должны обладать максимально высокой деэмульгирующей
активностью, быть биологически легко разлагаемыми, нетоксичными,
дешевыми, доступными;
- не должны обладать бактерицидной активностью (от которой зависит
эффективность биологической очистки сточных вод) и корродировать
металлы.
Этим требованиям наиболее полно удовлетворяют и потому нашли
преобладающее применение неионогенные деэмульгаторы.
57
Обезвоживание нефти. Наиболее простой способ удаления
воды из нефти на промыслах — термохимическое обезвоживание при
атмосферном давлении. К нефти добавляется деэмульгатор, после чего
она подогревается и поступает в резервуар для отстаивания. При такой
обработке нефти возможны большие потери легких нефтепродуктов
во время отстаивания в негерметичных резервуарах.
Эти недостатки устраняются при термохимическом отстаивании под
давлением (рис. 2.4).
2
5
3
7
4
12
10
9
1
11
I
III
8
III
6
II
13
Рис. 2.4. Схема установки термохимического обезвоживания нефти
под давлением:
I — сырая нефть; II —обезвоженная нефть; III — вода.
1, 5, 6 – резервуары; 2 – теплообменник; 3 – паровой подогреватель;
4 – термоотстойник; 7 – нефтеловушка; 8 – скважина;
9, 10, 11, 12, 13 – насосы.
Сырую нефть, освобожденную от газа, из емкости 1 насосом 13
прокачивают через теплообменник 2 и паровой подогреватель 3 в
58
термоотстойник 4. Перед поступлением на насос 13 в нефть вводится
поступающий из емкости 5 деэмульгатор.
В термоотстойнике 4 под давлением около 1.5 МПа нефть
находится в течение 1-3 ч. Обезвоженная нефть через теплообменник
2 направляется в резервуар 6. В резервуаре 6 нефть дополнительно
отделяется от воды. Отстоявшаяся вода из термоотстойника 4
сбрасывается в нефтеловушку 7, а затем закачивается в скважину 8.
Часть сточных вод, удаленных из термоотстойника 4, возвращается на
прием сырьевого насоса с тем, чтобы повторно использовать
содержащийся в сточной воде деэмульгатор. Нефть из ловушки 7
вновь подается на обезвоживание.
2.4.3. Обессоливание нефти
При обезвоживании на промысловых установках подготовки
содержание воды в нефти снижается до 0.5 — 1.0 масс.%,
одновременно происходит удаление значительной части солей.
Однако большинство нефтей нуждается в дополнительном
обессоливании.
При обессоливании обезвоженную нефть смешивают с пресной
водой, создавая искусственную эмульсию, которая затем разрушается.
Для удаления солей из нефти применяется способ, сочетающий
термохимическое отстаивание с обработкой эмульсии в электрическом
поле. Установки носят название электрообессоливающих (ЭЛОУ).
Технологическая схема установки электрообессоливания нефти
приводится на рис. 2.5.
Нефть, в которую введены пресная вода, деэмульгатор и
щелочь (раствор щелочи вводится для подавления сероводородной
коррозии), насосом 1 прокачивается через теплообменник 2 и
пароподогреватель 3 в электродегидратор первой ступени 4. Перед
электродегидратором 4 подается пресная вода. Здесь удаляется
основная масса воды и солей (содержание их снижается в 8—10 раз).
59
Рис. 2.5. Схема установки электрообессоливания нефти:
I — сырая нефть; II — деэмульгатор; III — щелочь; IV — пресная
вода; V — обессоленная нефть; VI — вода в канализацию;
1, 7, 8, 9, 10 – насосы; 2 – теплообменник;
3 – пароподогреватель; 4, 5 – электродегидраторы;
6 – нефтеотделитель.
На некоторых установках ЭЛОУ перед электродегидратором 4
находится термохимическая ступень. Из электродегидратора 4 нефть
поступает в электродегидратор второй ступени 5 для повторной
обработки. Перед электродегидратором 5 в нефть вновь подается
пресная вода. Общий расход воды на обессоливание составляет 10
масс.% от обрабатываемой нефти. На некоторых установках свежая
вода подается только на вторую ступень обессоливания, а перед
первой ступенью с нефтью смешиваются промывные воды второй
ступени. Так удается снизить расход воды на обессоливание вдвое.
Обессоленная нефть из электродегидратора 5 проходит через
теплообменник 2, холодильник и подается в резервуары обессоленной
нефти. Вода, отделенная в электродегидраторах, направляется в
нефтеотделитель 6 для дополнительного отстоя. Уловленная нефть
60
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]