переработка нефти-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вкрупные глобулы воды и осаждаются из дисперсионной среды (нефти). Именно стадия дестабилизации является лимитирующей суммарный процесс обезвоживания и обессоливания нефти. Она состоит,

всвою очередь, из двух этапов:

а) доставкидеэмульгаторанаповерхностьэмульсии,тоестьтранспортной стадии, являющейся диффузионным процессом;

б) разрушения бронирующей оболочки, образованной эмульгатором нефти, или кинетической стадии.

Hа установках обезвоживания и обессоливания нефти широко применяются водорастворимые, водонефтерастворимые и нефтерастворимые деэмульгаторы. Последние более предпочтительны, поскольку:

—они легко смешиваются (даже при слабом перемешивании) с нефтью,вменьшейстепенивымываютсяводойинезагрязняютсточные воды;

—их расход практически не зависит от обводненности нефти;

—оставаясь в нефти, предупреждают образование стойких эмульсий и их «старение»;

—обладают ингибирующими коррозию металлов свойствами;

–являютсялегкоподвижнымижидкостямиснизкойтемпературойзастывания и могут применяться без растворителя, удобны для транспортирования и дозировки.

Вкачестве растворителей нефтерастворимого деэмульгатора применяются низкомолекулярные спирты (метиловый, изопропиловый и др.), ароматические углеводороды и их смеси в различных соотношениях.

Водорастворимыедеэмульгаторыприменяютввиде1–2%-хводных растворов. Они частично вымываются дренажной водой, что увеличивает их расход на обессоливание.

К современным деэмульгаторам предъявляются следующие основные требования:

— они должны обладать максимально высокой деэмульгирующей активностью, быть биологически легко разлагаемы (если водорастворимые), нетоксичными, дешевыми, доступными;

— не должны обладать бактерицидной активностью (от которой зависит эффективность биологической очистки сточных вод) и корродировать металлы.

Этим требованиям более полно удовлетворяют и потому нашли преобладающее применение неионогенные деэмульгаторы. Они почти полностью вытеснили ранее широко применявшиеся ионоактивные (восновноманионоактивные)деэмульгаторы,такиекакотечественные

384

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

НЧК.Ихрасходнаустановкахобессоливаниянефтисоставлялдесятки кг/т.Ктомужеонибиологическинеразлагаются,иприменениеихприводило к значительным загрязнениям водоемов. Неионогенные ПАВ

вводных растворах не распадаются на ионы. Их получают присоединением окиси алкилена (этилена или пропилена) к органическим соединениям с подвижным атомом водорода, то есть содержащим различные функциональные группы, такие как карбоксильная, гидроксильная, аминная, амидная и др. В качестве таковых соединений наибольшее применение нашли органические кислоты, спирты, фенолы, сложные эфиры, aмины и амиды кислот.

Гидрофобные свойства ПАВ регулируют присоединением к нему полиоксипропиленовой цепи. При удлинении ее растворимость ПАВ

вводе снижается, и при молекулярной массе более 1000 оно практически в воде не растворяется.

Промышленные деэмульгаторы являются обычно не индивидуальными веществами, а смесью полимеров разной молекулярной массы, тоестьполимолекулярными.Вкачествепромышленныхнеионогенных деэмульгаторов в нашейстране и за рубежом используются следующие оксиалкенилированные органические соединения.

Оксиэтилированныежирныекислоты(ОЖК).ДлясинтезаОЖК используется кубовый остаток синтетических жирных кислот (СЖК)

с числом углеродных атомов более 20 (Сn > 20) или 25 (Сn > 25). Деэмульгирующая активность и физические свойства (температура застывания, вязкость, плотность и др.) образцов ОЖК зависят от числа групп ОЭ (в пределах 14…25 на одну молекулу ОЖК), вязкость и температуразастыванияПАВснижаются,аплотностьидеэмульгирующая его способность повышаются. Среди ОЖК более эффективен деэмуль-

гатор, синтезированный из кислот > С25 , с содержанием окиси этилена 65…67% (не уступает по эффективности диссольвану 4411).

Оксиэтилированныеалкилфенолы(ОП-10).Представляютсобой продукты оксиэтилирования моно- и диалкилфенолов:

где R — алкильный остаток, содержащий 9…10 атомов углерода, n≈ 10…12.

385

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По сравнению с ОЖК деэмульгатор ОП-10 менее универсален и применяется для деэмульгирования ограниченного числа нефтей.

Отечественные блоксополимеры полиоксиалкиленов являются наиболееэффективнымииуниверсальнымидеэмульгаторами.Высокая их деэмульгирующая эффективность обусловливается, по-видимому, тем, что гидрофобная часть (оксипропиленовая цепь) ПАВ не направлена вглубь нефтяной фазы, как у обычных деэмульгаторов типа ОЖК, а частично распространена вдоль межфазной поверхности эмульсии (рис. 3.2). Именно этим объясняется очень малый расход деэмульгаторов из блоксополимеров в процессах обезвоживания и обессоливания нефтей (10…30 г/т). В нашей стране для промышленного применения рекомендованыследующиетипыблоксополимеров:186и305–наоснове пропиленгликоля; 157, 385 — на основе этилендиамина (дипроксамин 157); 116 и 226 — на основе синтетических жирных кислот и 145 и 295 — наосноведвухатомныхфенолов.Деэмульгирующаяактивностьифизи- ко-химическиесвойстваблоксополимеровоксиалкиленовсущественно зависятотвеличиныисоотношениягидрофильныхигидрофобныхчастеймолекулы,атакжеотсоставаистроенияисходныхвеществ.Так,расположение оксипропиленовых групп на концах молекулы делает ПАВ болеегидрофобными,сболеенизкойтемпературойзастывания,посравнениюсПАВтакогосоставаимолекулярноймассы,носрасположением оксипропиленовых групп в центре молекулы.

Синтезировано у нас и за рубежом большое число высокоэффективных деэмульгаторов. Из деэмульгаторов ФРГ, применяемых в нашей стране, высокой деэмульгирующей активностью обладают диссольваны 4400, 4411, 4422 и 4433, представляющие собой 65%-е растворы ПАВ в воде или метиловом спирте с молекулярной массой 2500…3000, которые синтезированы на основе алкиленгликолей, а также сепарол, бескол, прохалит и др. Характерно, что деэмульгаторы американских

386

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

основан на применении методов не только химической, но и электрической, тепловой и механической обработок нефтяных эмульсий, направленныхнаразрушениесольватнойоболочкииснижениеструктур- но-механической прочности эмульсий, создание более благоприятных условийдлякоалесценциииукрупнениякапельиускоренияпроцессов осаждениякрупныхглобулводы,осуществляетсянаустановкахЭЛОУ. В отдельности перечисленные выше методы обработки эмульсий не позволяют обеспечить требуемую глубину обезвоживания и обессоливания.

Электрообработка эмульсий заключается в пропускании нефти через электрическое поле, преимущественно переменное промышленной частоты и высокого напряжения (15…44кВ). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок,

ипри частой смене полярности электродов (50 раз в секунду) увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения, и в итоге возрастает скорость осаждения глобул с образованием отдельной фазы. По мере увеличения глубины обезвоживания расстояния между оставшимися каплями увеличиваются и коалесценция замедляется. Поэтому конечноесодержаниеводывнефти,обработаннойвэлектрическомполепеременного тока, колеблется от следов до 0,1%. Коалесценцию оставшихся капель воды можно усилить повышением напряженности электрического поля до определенного предела. При дальнейшем повышении напряженностиполяускоряютсянежелательныепроцессыэлектрического диспергирования капель и коалесценция снова замедляется. Поэтому применительнокконкретномутипуэмульсийцелесообразноподбирать оптимальныеразмерыэлектродовирасстояниямеждуними.Количество оставшихся в нефтях солей зависит как от содержания остаточной воды, так и от ее засоленности. Поэтому с целью достижения глубокого обессоливания осуществляют промывку солей подачей в нефть оптимального количества промывной (пресной) воды. При чрезмерном увеличении количества промывной воды растут затраты на обессоливание нефти и количество образующихся стоков. В этой связи, с целью экономии пресной воды, на ЭЛОУ многих НПЗ успешно применяют двухступенчатые схемы с противоточной подачей промывной воды.

Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до оптимальной для данной нефти температуры (60…150°С) в зависимости от ееплотности,вязкостно-температурнойхарактеристики,типaэмульсии

идавления в электродегидраторе или отстойнике термохимического обезвоживания. Повышение температуры до определенного предела

387

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

способствуетинтенсификациивсехстадийпроцессадеэмульгирования: во-первых,дестабилизацииэмульсийврезультатеповышенияраствори- мости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристалловпарафиновиасфальтенови,во-вторых,возрастаниюскорос- ти осаждения капель воды в результате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора.

Обычнокакоптимальнуювдегидраторахподбираюттакуютемпературу,прикоторойвязкостьнефтисоставляет2…4сСт.Многиенефтидостаточнохорошообессоливаютсяпри70…90°С.Приповышениитемпературынагреванефтиприходитсяодновременноповышатьидавление, чтобыподдерживатьжидкофазноесостояниесистемыиуменьшитьпотеринефтиипожароопасность.Однакоповышениедавлениявызывает необходимость увеличения толщины стенок аппаратов. Современные модели электродегидраторов рассчитаны на давление до 1,8 МПа.

На технико-экономические показатели ЭЛОУ влияют также ин-

тенсивность и продолжительность перемешивания эмульсионной нефти с раствором деэмульгаторов. Так, для деэмульгаторов с малой поверхностной активностью, особенно когда они плохо растворимы в нефти, требуется более интенсивное и продолжительное перемешивание,ноненастолько,чтобыобразоваласьвысокодисперснаясистема, которая плохоосаждается. Обычно перемешивание нефти сдеэмульгатором осуществляют в сырьевом центробежном насосе. Однако лучше иметь такие специальные смесительные устройства, как диафрагмы, клапаны, вращающиеся роторы и т.д. Целесообразно также иметь на ЭЛОУ дозировочные насосы малой производительности.

ОсновнымаппаратомЭЛОУявляетсяэлектродегидратор,где,кроме электрообработкинефтянойэмульсии,осуществляетсяиотстой(осаждение) деэмульгированной нефти, т.е. он является одновременно отстойником. Среди применяемых в промысловых и заводских ЭЛОУ различных конструкций (вертикальных, шаровых и горизонтальных) более эффективными оказались горизонтальные электродегидраторы. Посравнениюсиспользовавшимисяранеевертикальнымиишаровыми горизонтальные электродегидраторы обладают следующими достоинствами (табл. 3.2):

—более благоприятными условиями для осаждения капель воды, которыеможнооценитьудельнойплощадьюгоризонтальногосечения (зеркала отстоя) и линейной скоростью движения нефти;

—примернов3разабольшейудельнойпроизводительностьюприприблизительно в 1,5 раза меньшей удельной массе и стоимости аппарата;

388

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

—простотой конструкции, меньшим количеством электрооборудования при большей площади электродов, удобством монтажа, обслуживания и ремонта;

—способностью работать при повышенных давлениях и температурах.

Технико-экономические показатели ЭЛОУ значительно улучшаютсяприпримененииболеевысокопроизводительныхэлектродегидраторов за счет уменьшения количества теплообменников, сырьевых насосов, резервуаров, приборов КИПиА и т.д. (экономический эффект от укрупнения) и при комбинировании с установками прямой перегонки нефти за счет снижения капитальных и энергозатрат, увеличения производительности труда и т.д. (эффект от комбинирования). Так, комбинированныйсустановкойпервичнойперегонкинефти(АВТ)ЭЛОУ

сгоризонтальнымиэлектродегидраторамитипа2ЭГ-160,посравнению

сотдельно стоящей ЭЛОУ с шаровыми, при одинаковой производительности (6 млн т/г) имеет примерно в 1,5 раза меньшие капитальные затраты, эксплуатационные расходы и себестоимость обессоливания. В последние годы за рубежом и в нашей стране новые АВТ или комби- нированныеустановки(типаЛК-6у)строятсятолькосвстроеннымиго- ризонтальными электродегидраторами высокой единичной мощности.

389

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Внастоящеевремяразработанивнедряетсягоризонтальныйэлектродегидраторобъемом 200м3 типа2ЭГ-200производительностью ≈ 560м3/ч (D=3,4м и L=23,5м) и разрабатывается перспективная его модель с объемом 450 м3 с улучшенной конструкцией электродов. Одновременно с укрупнением единичных мощностей происходит непрерывное совершенствование конструкции электродегидраторов и их отдельных узлов, заключающееся в улучшении интенсивности перемешивания нефти с деэмульгатором и водой, снижении гидравлического сопротивления, оптимизации места ввода нефти и гидродинамической обстановки, организации двойного или тройного ввода нефти и т.д.

Принципиальная технологическая схема установки (секции) электрообессоливания нефти приведена на рис. 3.3. Смесь сырой нефти, деэмульгатора и содово-щелочного раствора (последний вводится для подавления сероводородной коррозии) нагревается в теплообменниках (в отдельно стоящем ЭЛОУ дополнительно в пароподогревателе) до оптимальной температуры, смешивается в инжекторном смесителе промывной водой из электродегидратора второй ступени и подается вдвапоследовательноработающихэлектродегидратораЭГ-1иЭГ-2.На входевЭГ-2впотокчастичнообессоленнойнефтиподаетсясвежаявода (речная, оборотная или паровой конденсат) в количестве 5…10% мас. на нефть. Электродегидратор представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат, внутри которого посередине горизонтально параллельно друг другу на расстоянии 25…40см установлены 3 пары электродов, между которыми поддерживается напряжение 32…33кВ. Ввод сырья в ЭГ и вывод из него осуществляются через расположенные в нижней и верхней частях аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники), обеспечивающие равномерное распределение восходящего потока нефти. В нижней части ЭГ между распреде-

390

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

поля высокого напряжения. После охлаждения в теплообменниках обессоленная и обезвоженная нефть отводится в резервуары подготовленной нефти, а на секции ЭЛОУ комбинированных установок она без охлаждения подается на установки первичной перегонки нефти.

3.1.3. Подготовка горючих газов к переработке

Под горючими газами обычно подразумевают смеси газообразных горючих веществ: низкомолекулярных углеводородов (алканов и алкенов С1–C4), водорода, окиси углерода и сероводорода, разбавленных такими негорючими газами, как диоксид углерода, азот, аргон, гелий и пары воды.

Горючие газы принято подразделять (классифицировать) в зависимости от происхождения на следующие группы:

1)природные (сухие), состоящие преимущественно из метана, добываемые из чисто газовых месторождений;

2)нефтяные(жирные),состоящиеизметанаиегонизкомолекулярных гомологов (С1–С5), добываемые попутно с нефтью;

3)газоконденсатные, по составу аналогичные нефтяным, добываемые из газоконденсатных месторождений;

4)искусственные, к которым относятся:

—нефтезаводские, получаемые при переработке нефти;

—газы переработки твердых топлив (коксовый, генераторный, доменный и др.).

Посодержаниюсеросодержащихкомпонентовгорючиегазыделятся:

—на слабосернистые с содержанием сероводорода и тиоловой серы менее 20 и 36 мг/м3 соответственно (то есть ниже допустимых норм поотраслевомустандартуОСТ51.40—83«Газыгорючиеприродные, подаваемые в магистральные газопроводы»), которые не подвергаются специальной сероочистке;

—сернистые (условно подразделяемые на малосернистые, сернистые и высокосернистые), содержащие сероводород и тиоловую серу более20и36мг/м3 соответственно,подлежащиеобязательнойочистке от сернистых соединений и переработке последних в газовую серу (только при переработке малосернистых газов допускается сжигание газов регенерации на факелах).

Сероводород и диоксид углерода являются кислыми коррозионноагрессивнымикомпонентамигорючихгазов,которыевовлажнойсреде способствуют внутренней коррозии труб и оборудования и приводят к ухудшению топливных качеств газа. Поэтому эти примеси следует удалять перед транспортировкой и переработкой горючих газов.

391

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Влага, содержащаяся в газе, вызывает различные осложнения в работе газовой аппаратуры. Пары воды в условиях промысловой подготовки и при транспортировании способны конденсироваться и, что особенно опасно, образовывать твердые кристаллогидраты, которые приводят к возникновению аварийных ситуаций. По этой причине горючие природные газы подлежат, кроме очистки от кислых компонентов, обязательной осушке до допустимых норм (табл. 3.3). На практике о влагосодержании горючих газов судят по их точке росы, понимая под этимтерминомтемпературу,нижекоторойводянойпарконденсируется (выпадает в виде «росы»).

*I – с 01.05. по 30.09; II – с 01.10 по 30.04.

Втабл. 3.4 приведен состав природных горючих газов некоторых газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений бывшего

СССР.

Осушка горючих газов. В газовой промышленности для осушки природных газов наиболее широко используют абсорбционный процесс с применением преимущественно в качестве абсорбента высококонцентрированных растворов гликолей — диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ). В последнее время применяют также пропиленгликоль (ПГ). По таким показателям, как летучесть, следовательно, и расход абсорбента, осушительная способность, склонность к пенообразованию, устойчивость к окислению и термическому раз-

392

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ложению, коррозионная активность и некоторым другим, ДЭГ и ТЭГ более предпочтительны и потому находят в абсорбционных процессах осушки газов преимущественное применение по сравнению с моноэтиленгликолем. Процесс осушки газов включает 2 стадии: абсорбцию идесорбциювлаги–иосуществляетсясоответственновдвухаппаратах колонного типа с тарелками (или насадками) — абсорбере и десорбере. Абсорбция проводится при температуре около 20°С и повышенном давлении — 2…6МПа, а десорбция – при пониженном давлении и повышенной температуре 160…190°С. Принципиальная схема установки осушки газов гликолями представлена на рис. 3.4.

Таблица 3.4 — Примерный состав газа некоторых газовых,

газоконденсатных и нефтяных месторождений бывшего СССР,% об.

393