Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Прикладная химия. Химия и технология подготовки нефти. Учебное пособие

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

07.09.2026

Размер:

2 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 67 / 97 8 9 > Следующая >>>

Рисунок 2.11 - Установка для определения остаточной воды в нефтя-

ной эмульсии:

1 - колба; 2 - насадка Дина-Старка; 3 - холодильник; 4 - баня; 5 - хлор-

кальциевая трубка

Наимено-

вание

реагента

Расход ре-

агента,

г/т нефти

Количе-

ство воды

отстояв-

шейся

Количест-

во воды

остаточ-ной

Общая об-

воднен-

ность, %

мл

масс.

мл

масс.

Исходный

Реапон-4В

Модифицир.

Реапон-4В

На четвертой стадии полученные результаты интерпретиру- ют в виде таблицы 2.6 и графиков зависимости количества остаточной и отстоявшейся воды % масс. (по оси абсцисс) от удельного расхода реагентов на тонну нефти в г (по оси ординат) и по кривой обезвоживания находят величину удельного расхода деэмульгатора, обеспечивающего минимальное количество остаточной воды в нефти. На основе анализа приведенных данных делают выводы об эффективности реагентов до и после модификации. Следует отметить, что эффективность реагентов - деэмульгаторов зависит от строения соединений, использованных в качестве стартовых веществ в синтезе блоксополимера, от соотношения в нем гидрофильной и гидрофобной части и, соответственно, расхода реагента на тонну нефти. Полученные результаты по деэмульгирующей активности исходного и модифицированного Реапона - 4В оформляют в виде таблицы 2.8.

Таблиц 2.8 – Сравнительные характеристики исходного и модифицированного Реапона-4В по деэмульгирующей активности

Второе направление, предусматривающее создание компози- ционных реагентов на основе двух и более широко используемых в нефтяной промышленности деэмульгаторов, предполагает выполнение следующих стадий:

1. Определение деэмульгирующей способности каждого из ис-

ходных реагентов при расходах в пределах 50-300 г/т нефти

2. Разработка рецептуры и приготовление композиций при раз-

личных процентных соотношениях реагентов, исходя из ре-

зультатов, полученных по п.1

3. Определение деэмульгирующей активности приготовленных

композиций при тех же расходах, что в п.1

4. Определение остаточной воды по методу Дина–Старка по

ГОСТ 2477.

5. Обработка, анализ и обсуждение полученных результатов.

6. Выводы.

По п.1 определение деэмульгирующей способности исходных

реагентов выполняется по вышеприведенной методике (стр. 58), основанной на статическом отстое свежеотобранных естественных водонефтяных эмульсий, либо на свежеприготовленных искусственных эмульсиях, полученных из безводной нефти с установки подготовки нефти, отобранной до подачи в нее реагента - деэмульгатора, и модели пластовой воды. Разработка рецептуры композиций реагентов по пункту 2, а также последующие работы по п. 3 и 4 выполняются следующим образом:

- на основе анализа данных по деэмульгирующей активности исходных реагентов, полученных по п.1, готовят несколько композиций при простом смешении в различных соотношениях, причем к менее активному добавляют более активный реагент в количествах 10 30 % мас.;

- определяют деэмульгирующую способность приготовленных композиций и остаточную воду по методу Дина-Старка (стр. 57);

- Строят кривые обезвоживания, по которым находят величину удельного расхода деэмульгатора в г/т, обепечивающую максимальное обезвоживание эмульсии. По пунктам 5 и 6 результаты исследований представляют в виде таблицы 2.8 и на основе полученных данных делают выводы, касающиеся перспективности использования испытанных композиций в сравнении с известными промышленными реагентами. Оформление полученных результатов лабораторных работ представляется следующим образом:

1) указывается цель работы;

2) приводится описание методики выполнения работ, все произ-

веденные необходимые расчеты по каждому этапу, табличный материал и соответствующие рисунки;

3) выводы.

Контрольные вопросы.

1. Промышленные способы стабилизации (дегазации) нефти.

2. Понятие о нефтяных эмульсиях. Факторы, определяющие

необходимость разрушения нефтяных эмульсий.

3. Определение понятий «эмульгаторы» и «деэмульгаторы».

4. Требования, предъявляемые к деэмульгаторам.

5. Промышленные способы разрушения нефтяных эмульсий.

Сущность каждого метода.

5.1. Механический способ.

5.2. Термический способ.

5.3. Электрический способ.

5.4. Химический способ.

5.5. Термохимический способ.

6. Классификация ПАВ, используемых в нефтяной промышлен-

ности в качестве деэмульгаторов, дать определение каждого из

типов:

6.1 .Ионогенные ПАВ.

6.2 . Неионогенные ПАВ (НПАВ).

7. Сущность метода определения температуры посветления.

8. Сущность метода определения остаточной воды по методу

Дина – Старка.

9. Понятие об азеотропных смесях.

10. Требования ГОСТ Р 51858-2002, предъявляемые к подготов-

ленной нефти.

3 ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ

Разделение нефти на фракции относится к первичным процессам переработки нефти и осуществляется перегонкой на нефтеперерабатывающих заводах. При исследовании качества нефтей новых месторождений (составление технического паспорта) фракционный состав их определяют при перегонке на стандартных перегонных аппаратах, с последующим построением так называемой кривой истинных температур кипения (ИТК), где по оси абсцисс откладывается выход фракции в % масс. (или в % об.), а по оси ординат - температура в

С. Каждый вид сырой нефти имеет свою ИТК, которая позволяет определить ее фракционный состав. На рисунке 3.1 приведена ИТК сырой нефти, по которой наглядно можно определить фракционный состав, а следовательно условия её переработки на нефтеперерабатывающем заводе. На рисунке 3.2 приведены кривые истинных температур кипения для керосиновой фракции двух типов нефтей: легкой и тяжелой.

При изучении процессов перегонки нефти одной из важных характеристик являются пределы выкипания фракций, т.е. температуры при которых фракции отделяются друг от друга. Температура, при которой фракция начинает кипеть, определяется как температура начала кипения (н.к.), температура при которой отбирается 100% дан- ной фракции является температурой конца кипения (к.к.).

В нефтяной промышленности для выделения отдельных фракций или группы углеводородов используют различные процессы переработки нефти, которые подразделяются на первичные и вторичные. К первичной переработке нефти относятся процессы получения нефтяных фракций, различающихся по температурам кипения, без термического распада компонентов (перегонка). К вторичным – процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов. Деструктивные процессы предусматривают изменение химического состава нефти с применением термических или каталитических процессов, позволяющих получить продукты заданного качества. К ним относятся процессы крекинга, риформинга, алкилирования и др.

Рисунок 3.1 – Кривая разгонки сырой нефти и полученные

фракции

Рисунок 3.2 – Керосиновая фракция в двух типах сырой

нефти

Перегонка - это процесс физического разделения нефти на фракции, которые отличаются друг от друга и от исходной нефти по температурным пределам выкипания. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

К простой перегонке следует отнести перегонку с однократ- ным, многократным и постепенным испарением. Перегонку нефти с постепенным испарением в основном применяют в лабораторных условиях на установках периодического действия, где при постепенном нагревании жидкости от начальной до конечной температуры непрерывно отводятся и конденсируются образующиеся пары.

В нефтепереработке, где преобладают установки непрерывного действия, используется перегонка нефти с однократным и многократным испарением.

При однократной перегонке нефть нагревается до заданной температуры и образовавшиеся пары однократно отделяются от жидкой фазы. В этом случае при одинаковой температуре и давлении обеспечивается большая доля отгона.

Перегонка с многократным испарением включает в себя два или более однократных процессов испарения, когда при каждом испарении образовавшиеся пары отделяются от жидкой фазы с последующей конденсацией, а жидкая фаза подвергается дальнейшему нагреву с конденсацией вновь образовавшихся паров.

К процессам сложной перегонки относят перегонку с де- флегмацией и перегонку с ректификацией. Наиболее широко в промышленных условиях используется непрерывный процесс перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией, что позволяет обеспечить четкое разделение нефти на фракции. На рисунке 3.3 приведена принципиальная схема для перегонки нефти. Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь) 1. В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть (питательную секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть нефти переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде паро-жидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть

Рисунок 3.3 – Принципиальная схема установки для перегонки нефти:

1 – трубчатая печь, 2 – ректификационная колонна, 3 – конденсатор-

холодильник, 4 – холодильники;

I – нефть, II – верхний продукт, III – боковые продукты, IV – остаток

от перегонки нефти, V – орошение, VI – ввод тепла или испаряющего

агента.

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 67 / 97 8 9 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]