Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Прикладная химия. Химия и технология подготовки нефти. Учебное пособие
.pdf
нии). В воде растворяются азот, кислород, углекислый газ, сероводо-
Температуры
кипения
Фракции
Менее 32
0
С
Углеводородные газы (бутан и
более легкие газы)
32-105 0С
Бензин (газолин)
105-160 0С
Нафта (тяжелый бензин, бензинолигроиновая фракция, лигроин )
160-230 0С
Керосин
230-350
0С
Газойль
Выше 350 0С
Мазут
род и т.д.
1.2 Фракционный состав нефти
Как было показано ранее (стр. 8) нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, поэтому для производства многочисленных
продуктов из нефти с определенными специфическими свойствами
применяют методы разделения нефти на группы углеводородов и на
фракции. Фракция (или погон) объединяет все соединения, которые
кипят между какими-либо двумя температурами, называемыми преде-
лами выкипания.
Следует отметить, что различные нефти значительно отличаются по фракционному составу. В легких нефтях обычно больше бензина, лигроина и керосина, а в тяжелых – газойля и мазута.
Наиболее характерный фракционный состав нефти приведен в
таблице 1.5.
Таблица 1.5 – Фракционный состав нефти
Ниже представлены ориентировочные составы отдельных
фракций перегонки нефти и области их применения.
Бензин
21
Углеводородный состав бензиновой фракции приведен в таб-
Бензин
Содержание основных классов углеводородов,
% масс.
арены
нафтены
парафины
Прямогонный бен-
зин: из
татарской нефти
западносибирской
нефти
бакинской нефти
3-10
7-12
2-10
20-30
22-35
40-65
60-80
55-70
25-50
Бензин пиролиза
45-60
10-18
20-28
лице 1.6.
Таблица 1.6 – Углеводородный состав прямогонной бензиновой фракции
Керосин
Керосиновая фракция перегонки нефти состоит из алифатических алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Часть ее
подвергается очистке для использования в качестве источника насыщенных углеводородов - парафинов. Однако основная часть керосина
используется в качестве горючего для реактивных самолетов.
Газойль
Газойль представляет собой смесь углеводородов различного
строения, преимущественно С12—С35, и примесей (главным образом,
серо-, азот- и кислородсодержащих) с пределами выкипания 200-500
0
С и молекулярной массой 150-500. Производят газойль дистилляцией
нефти или продуктов ее переработки. При прямой перегонке нефти в
условиях атмосферного давления получают атмосферный газойль
(фракция с пределами выкипания 270-360 0С), при давлении 10-15 кПа
– вакуумный газойль (350-500 0С). В зависимости от природы нефти
углеводородный состав газойля изменяется в широких пределах (содержание парафино-нафтеновых углеводородов 20-70%, остальное –
моно- и полициклические ароматические углеводороды и примеси,
содержащие гетероатомы). Атмосферный газойль используется как
22
компонент дизельного топлива (до 20%), вакуумный газойль – в качестве сырья для каталитического крекинга.
При гидрокрекинге и каталитическом крекинге вакуумного газойля, а также при термическом крекинге и коксовании нефтяных
остатков (мазута или гудрона) получают фракции с пределами выкипания 200-360 0С (легкий газойль) и 360-500
0
С (тяжелый газойль).
Легкий газойль подвергают сначала облагораживанию, что позволяет
значительно снизить содержание примесей гетероатомных соединений (например, серы с 0,7-1,3 до 0,2-0,5%), и используют как добавку
к дизельному топливу (до 30%). Тяжелый газойль является маловязким компонентом котельного топлива (до 20%).
Лигроин
Лигроин в своем составе содержит алкановые и нафтеновые
углеводороды, арены.
Контрольные вопросы
1. Физические свойства нефти.
1.1. Элементный состав нефти
1.2. Химический состав нефти
2. Парафиновые углеводороды и их распределение по фракциям.
3. Парафины и церезины: основные различия.
4. Нафтеновые углеводороды и их распределение по фракциям
нефти.
5. Ароматические углеводороды и их распределение по фракци-
ям нефти.
6. Характеристика гетероатомных соединений нефти.
7. Типы сернистых соединений, распределение сернистых соеди-
нений по фракциям нефти.
8. Характеристика кислородсодержащих соединений, области
применения кислородсодержащих соединений.
9. Типы азотистых соединений и их распределение по фракциям
нефти.
10. Смолисто-асфальтеновые вещества.
11. Состав минеральной части нефти.
12. Фракционный состав нефти. Понятие «фракция», пределы вы-
кипания отдельных фракций.
23
13. Углеводородный состав отдельных фракций, области их при-
менения.
2 ПОДГОТОВКА НЕФТИ
Нефть, поступающая по скважине на поверхность, является не
только смесью жидких углеводородов, она одновременно содержит в
себе попутный газ, механические примеси и пластовую воду, которые
взаимно нерастворимы и образуют дисперсную систему, требующую
разделения. При этом количество их в нефти для разных месторождений неоднозначно, так содержание попутного газа составляет от 10 до
300 нм3/т нефти, пластовой высокоминерализованной воды (с содержанием до 10 г/л минеральных солей) от 5 до 90% в зависимости от
сроков эксплуатации месторождений, механических примесей до 1%,
состоящих из песчинок и пластовой породы. Поэтому главной задачей
промысловой подготовки нефти является отделение от нефти этих
примесей.
Подготовка нефти к переработке осуществляется в два этапа на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ).
Назначение этих этапов состоит в следующем:
- отделение попутного газа от нефти (процесс дегазации);
- отделение механических примесей, состоящих из выносимых
вместе с нефтью из скважины частиц песка, глины. Наличие их в
нефти способствует стабилизации нефтяных эмульсий и отделение их
от нефти осуществляется за счет отстоя в сепараторах на промысле;
- отделение воды и минеральных солей (процесс обезвожива-
ния и обессоливания).
Присутствие пластовой воды в нефти существенно удорожает
ее транспортировку по трубопроводам и переработку. С увеличением
содержания воды в нефти возрастают энергозатраты на ее испарение и
конденсацию. Возрастание транспортных расходов обуславливается
не только перекачкой балластной воды, но и увеличением вязкости
нефти, образующей с пластовой водой эмульсию. Так, вязкость ромашкинской нефти с увеличением содержания в ней воды от 5 до 20%
возрастает с 17 до 33,3 сСт, т.е. почти вдвое.
Механические примеси нефти, состоящие из взвешенных в ней
высокодисперсных частиц песка, глины, известняка и других пород,
адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилиза-
24
ции нефтяных эмульсий. Это приводит к увеличению эксплуатационных затрат на обезвоживание и обессоливание промысловой нефти, а
также оказывает вредное воздействие на окружающую среду. Так, при
отделении пластовой воды от нефти в отстойниках и резервуарах
часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии, что загрязняет сточные воды. Та часть эмульсии, которая улавливается в ловушках, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, образуя так называемые «амбарные» нефти, которые не находят
рационального применения или утилизации. При большом содержании механических примесей усиливается износ труб и образование
отложений в оборудовании, что приводит к снижению коэффициента
теплопередачи и производительности установок.
Еще более вредное воздействие, чем вода и механические
примеси, оказывают на работу установок промысловой подготовки и
переработки нефти хлористые соли, содержащиеся в нефти. Хлориды,
в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах, что приводит к коррозии
оборудования нефтеперерабатывающих заводов. Кроме того, соли,
накапливаясь в остаточных нефтепродуктах – мазуте, гудроне и коксе,
ухудшают их качество.
При переработке сернистых и высосернистых нефтей в результате разложения сернистых соединений, образуется сероводород,
который в сочетании с хлористым водородом является причиной
наиболее сильной коррозии нефтяного оборудования. Все вышеуказанные недостатки обусловливают применение дополнительных стадий подготовки нефти - это обезвоживание, обессоливание и дегазация. Таким образом, с момента выхода из скважины до поступления
на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) нефть проходит несколько
технологических стадий. Нефть и газ из скважины по трубопроводу
поступают в трапы, где за счет сброса давления, газ отделяется от
нефти и по газопроводу направляется в газосборники, далее компрессорами перекачивается на газоперерабатывающие заводы. Нефть самотеком поступает в емкости, где отстаивается от воды и механических примесей и поступает на обезвоживающие и обессоливающие
установки, затем в промысловые резервуары, где дополнительно отстаивается от воды и примесей. Легкие нефти проходят дополнительную стабилизацию (освобождение от растворенных газов). Подготовленную нефть по трубопроводу перекачивают на НПЗ.
25
2.1 Дегазация нефти
Основное количество попутного газа отделятся на стадии промысловой подготовки нефти, при этом полного отделения газа достичь не удается. В нефти остается в растворенном состоянии от 1,5
до 4,0% углеводородов, включая бутан, которые отделяются на стадии
стабилизации нефти. Введение процессов дегазации (стабилизации)
связано с необходимостью сокращения потерь нефти от испарения
при транспортировке, а также во избежание образования газовых пробок при перекачивании.
По технологическому оформлению в нефтяной промышленности используются одноколонные и двухколонные стабилизационные
установки.
При 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 рисунке 2.1. Сырье, поступающее с промысловых установок подготовки нефти, проходит через теплообменники Т-1, где подогревается
уже стабилизированной нефтью, паровые подогреватели Т-2 и поступает в ректификационную колонну - стабилизатор K-1. Уходящие с
верха стабилизатора легкие углеводороды (С
) конденсируются в
1-С4
конденсаторе - холодильнике ХК-1 и поступают в емкость Е-1.
Следует отметить, что в ХК-1 конденсируется не весь продукт,
уходящий с верха К-1, поэтому в Е-1 происходит разделение смеси,
поступившей из конденсатора, на газ и жидкость.
Газ из Е-1 направляется в топливную сеть или на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ). Жидкий продукт — газовый конденсат
частично возвращается в К-1 в качестве орошения, а основное количество выводится со стабилизационной установки и передается на центральные газо-фракционирующие установки (ЦГФУ). ЦГФУ являются
составной частью крупных нефтехимических комбинатов и предназначены для разделения газового конденсата нескольких стабилизационных установок на индивидуальные углеводороды. С низа колонны стабилизатора К-1
26
Рисунок 2.1 - Схема одноколонной установки стабилизации нефти:
I — нестабильная нефть; II — стабильная нефть;
III — несконденсировавшийся газ; IV — газовый конденсат
уходит стабильная нефть, которая отдает свое тепло поступающему
сырью в теплообменнике Т-1 и после дополнительного охлаждения
поступает на установку обезвоживания и обессоливания.
Необходимое для ректификации тепло подводится в нижнюю
часть стабилизационной колонны через трубчатую печь П-1. Содержание газа (углеводородов C1 — C
) в стабильной нефти составляет
4
0,8—1,5%.
27
Схема двухколонной стабилизации нефти приведена на рисунке 2.2.
Нестабильная нефть из промысловых резервуаров после
нагрева в теплообменнике и пароподогревателе до температуры около
0
60
С подается на верхнюю тарелку первой стабилизационной колон-
ны К-1. В К-1 поддерживается избыточное давление от 0,2 до 0,4 МПа
с целью создания лучших условий для конденсации паров бензина
водой или воздухом. Температура низа К-1 поддерживается в пределах 130 - 150
0
С циркуляцией части стабильной нефти, нагретой в пе-
чи. Стабильная нефть, выводимая с низа К-1 после охлаждения в теплообменнике и холодильнике, поступает в резервуары и далее транспортируется на НПЗ.
Легкие фракции нефти, выводимые с верха К-1, охлаждаются в
конденсаторе - холодильнике и поступают в газосепаратор С-1, где
Рисунок 2.2 - Схема двухколонной установки стабилизации
нефти:
28
I - нестабильная нефть; II - сухой газ; III - сжиженный газ; IV –
газовый бензин; V - стабильная нефть
сверху выводится сухой газ, состоящий из метана и этана, а снизу сконденсированный бензин, который после нагрева в теплообменнике
направляется в колонну К-2 для стабилизации. Давление в К-2 поддерживается в пределах 1.3 –1,5 МПа (то есть выше, чем в К-1, поскольку здесь требуется конденсировать не бензин, а жирный газ, состоящий в основном из пропана и части бутана). Температура низа К-
2 регулируется в пределах 130 – 160
зированного бензина через паровой кипятильник. Температура верха
К-2 (40 – 50
0
С) обеспечивается подачей части сжиженного газа в виде
0
С рециркуляцией части стабили-
холодного орошения колонны. С верха К-2 выводится газ, тяжелая
часть которого (пропан и бутан) конденсируется в конденсаторе - холодильнике и отделяется в газосепараторе С-2 от несконденсировавшейся сухой части. Конденсат - сжиженный газ - выводится с установки и транспортируется на ГПЗ. Стабильный бензин, выводимый с
низа К-2, смешивается со стабилизированной нефтью и направляется
на НПЗ.
2.2 Обезвоживание и обессоливание нефти
При добыче и переработке нефть смешивается с водой, образуя эмульсии на двух стадиях: при выходе с большой скоростью из
скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе
обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых
солей. Известно, что количество добываемой эмульсионной нефти
увеличивается в зависимости от продолжительности эксплуатации
месторождений. В настоящее время в России обводненность нефтей в
различных регионах колеблется от 5-10% (новые месторождения на
Ямале) до 70-95 % (Самотлорские месторождения). Наличие воды в
нефти значительно увеличивает ее вязкость, что приводит к снижению
производительности нефтепромысловых и нефтеперерабатывающих
установок, а также к увеличению энергозатрат. Вместе с тем наличие
в нефти воды и солей, в частности хлоридов кальция и магния, вызывает коррозию оборудования, за счет образования при их гидролизе
сильно коррозионного агента - соляной кислоты. Присутствие солей в
нефти приводит к забивке теплообменного оборудования и печей, что
29
сокращает их межремонтный пробег, а следовательно производительность установок в целом. Поэтому вопрос разрушения нефтяных
эмульсий является наиболее актуальным.
2.2.1 Нефтяные эмульсии
Эмульсии - это дисперсные системы двух жидкостей, не рас-
творимых или мало растворимых друг в друге, одна из которых диспергирована в другой в виде капель (глобул), имеющих сферическую
поверхность. Жидкость, в которой распределены глобулы, называется
дисперсионной средой, а жидкость, распределенная в дисперсионной
среде, называется дисперсной фазой.
При образовании эмульсий увеличивается поверхность дисперсной фазы, для чего затрачивается определенная работа, которая
концентрируется на поверхности раздела фаз в виде свободной поверхности. Энергия, затраченная на образование единицы межфазной
поверхности, называется поверхностным (межфазным) натяжением.
Различают нефтяные эмульсии типа «нефть в воде» и «вода в
нефти», последние чаще встречаются и представляют собой эмульсии,
где дисперсионной средой является нефть, а дисперсной фазой - вода.
Указанные эмульсии со временем становятся более устойчивыми, т.е.
происходит «старение» эмульсий, которое в начальный период добычи нефти идет очень интенсивно, и через сутки уже прекращается.
Процессу стабилизации (старения) нефтяных эмульсий способствует
наличие в нефти эмульгаторов. Эмульгаторами являются такие полярные вещества нефти, как смолы, асфальтены, жирные и нафтеновые
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.
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 обусловлено 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
30
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]