Развитие нефтеперерабатывающей промышленности в СССР. 15 страница

⇐ ПредыдущаяСтр 15 из 30Следующая ⇒

Газ из Е-1 направляется в топливную сеть или на ГПЗ. Жидкий продукт — газовый конденсат частично возвращается в К-1 в качестве орошения, а балансовое количество * выводится со

* Балансовым называется то количество продуктов, которое образуется в соответствии с материальным балансом установки.

107

стабилизационной установки и передается на центральные газо-фракционирующие установки (ЦГФУ). ЦГФУ включаются в состав крупных нефтехимических комбинатов и предназначены для разделения газового конденсата нескольких стабилизационных установок на индивидуальные углеводороды.

С низа стабилизатора уходит стабильная нефть, которая отдает свое тепло поступающему сырью в теплообменнике Т-1 и доохл'аж-дается в холодильнике. Необходимое для ректификации тепло подводится в нижнюю часть стабилизационной колонны через трубчатую печь. Содержание газа (углеводородов Ci—С₄) в стабильной нефти составляет 0,8—1,5%.

На наиболее крупных отечественных нефтяных месторождениях (Мухановском, Туймазинском, Ромашкинском и др.) сооружены комплексные установки по подготовке нефти, на которых производится обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти.

§ 21. ПЕРЕРАБОТКА ПОПУТНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОКОНДЕНСАТА

В газах, отделяемых от нефти, и природных газах содержатся предельные углеводороды от метана до гексана включительно. С промыслов природные и попутные газы поступают на газоперерабатывающие (газобензиновые) заводы. Сюда же поступают газы и конденсат газоконденсатных месторождений.

На ГПЗ проводятся следующие операции по переработке газов и конденсата:

1) извлечение из газов так называемого нестабильного бензина— углеводородов от Сз и выше (отбензинивание газа);

2) сжатие отбензиненного газа до давления, которое необходимо, чтобы перекачать этот газ потребителям;

3) разделение нестабильного бензина на индивидуальные углеводороды— пропан, изобутан, бутан и стабильный бензин.

На газоперерабатывающих заводах имеются также установки по осушке и очистке газа от сероводорода. На нефтяных промыслах сооружаются как стационарные, так и передвижные газопере-

таблица в

Состав сырья и продукции газоперерабатывающего завода

[в % (масс)!

Наименование	С0₂	N₂	сн₄	С₂Н_в	с₃Н₈	ЫЭО-С4Н10	К-С4Н10	изо-CsHu	N-C5H12	CaHu и выше
Сырье—попут-гый газ . . Сухой отбен-зинениый гяз Нестабплы ып газовый бен-	1,1 2,2	3,8 7,6	21,2 35,9 7,4	28,0 32,6 24,6	29,8 17,2 40,8	3,2 1,2 5,1	7,4 2,5 12,2	1,5 . 0,4 2,0	2,0 0,4 4,0	2,0 3,9

108

рабатывающие заводы. Передвижной ГПЗ имеет производительность 40—100 тыс. м³ газа в сутки, его аппаратура монтируется на салазках или платформах.

Примерная характеристика сырья и продукции газоперерабатывающего завода приводится в табл. 5.

§ 22. ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТИ

При добыче нефти ее почти всегда сопровождает пластовая вода. В пластовых (буровых) водах растворены различные соли, чаще всего хлориды и бикарбонаты натрия, кальция, магния, реже карбонаты и сульфаты. Содержание солей в этих водах колеблется в широких пределах, от незначительного до 30%.

Наличие в нефти, поступающей на переработку, воды и солей вредно сказывается на работе нефтеперерабатывающего завода. При большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, расходуется излишнее тепло на подогрев и испарение воды.

Еще более отрицательным дейстйием обладают хлориды. Они откладываются в трубах теплообменников и печей, что приводит к необходимости частой очистки труб, снижает коэффициент теплопередачи. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидро-лизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических установок. Особенно быстро разъедается под действием гидролизовавшихся хлоридов конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. Наконец, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах— мазуте и гудроне, ухудшают их качество.

Следовательно, перед подачей нефти на переработку ее необходимо отделить от воды и солей.

Воду и соли удаляют непосредственно после извлечения нефти из земных недр (на промыслах) и на нефтеперерабатывающих заводах. Существует два типа технологических процессов удаления воды и солей — обезвоживание и обессоливание. В основе обоих процессов лежит разрушение нефтяных эмульсий. Однако при обезвоживании разрушаются природные эмульсии, те, которые, образовались в результате интенсивного перемешивания нефти с буровой водой. Обезвоживание проводится на промыслах и является наряду с отделением газа от нефти первым этапом подготовки нефти к транспортировке и переработке.

При обессоливании обезвоженную нефть смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию, которая затем разрушается. Обессоливание нефти проводится на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах.

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 водно-нефтяная эмульсия. Но чаще всего такая

109

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. Л 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.

При движении нефти по скважинам она весьма интенсивно перемешивается с пластовой водой.

В различных стадиях переработки, например при защелачнва-нии, нефть и ее погоны также тесно соприкасаются с водой. В этих случаях часто и образуются стойкие нефтяные эмульсии. Расслаивание нефтяных эмульсий в естественных условиях иногда наступает по истечении весьма длительного времени. (Описаны эмульсии, не разрушавшиеся годами.) Однако чаще всего происходит частичное расслаивание, после которого между слоями воды и нефти остается промежуточный эмульсионный слой.

Стойкие эмульсии ио внешнему виду представляют собой густые мазеобразные массы от светло-желтого до темного цвета. Эмульсии, образовавшиеся после водно-щелочной промывки нефтепродукта, иногда имеют почти сметанообразный вид. Вязкость эмульсий значительно выше вязкости воды и нефти.

Нефтяные эмульсии чаще всего представляют собой эмульсии типа вода в нефти, в которых дисперсной средой является нефть, а 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. Поверхностный слой жидкости на границе с воздухом или другой жидкостью, как известно, характеризуется определенным поверхностным натяжением, т. е. силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности. Поверхностное натяжение нефти и нефтепродуктов колеблется в пределах 0,02—0,05 Н/м.

Опыты показывают, что добавление некоторых веществ к чистым нефтяным погонам вызывает понижение их поверхностного натяжения на границе с водой. Это явление носит общий характер.

Иногда вещества при растворении даже в очень малых концентрациях существенно понижают поверхностное натяжение растворителя. Вещества, способные понижать поверхностное натяжение, называются поверхностно-активными. Характерная особенность этих

110

веществ в том, что в их состав входит, как правило, углеводородный радикал (гидрофобная часть молекулы) и какая-либо полярная группа (гидрофильная часть молекулы). Понижение поверхностного натяжения двухфазной жидкой системы на границе раздела фаз в результате воздействия полярных веществ объясняется тем, что добавленное вещество распределяется неравномерно в том компоненте системы, который является по отношению к нему растворителем. Концентрация его у поверхности раздела фаз будет более высокой, чем во всем объеме растворителя. Иными словами, добавленное полярное вещество будет адсорбироваться поверхностным слоем растворителя и тем самым понижать его поверхностную энергию. В результате на границе раздела фаз образуется адсорбированный слой, который можно рассматривать как пленку молекул поверхностно-активного вещества на поверхности растворителя.

Всякая эмульсия, в том числе и нефтяная, может образоваться только тогда, когда механическое воздействие на смесь двух взаимно нерастворимых жидкостей будет вызывать диспергирование, т. е. дробление жидкости на очень мелкие частицы. Ясно, что чем меньше поверхностное натяжение жидкостей, тем легче будет идти образование капель, т. е. увеличение общей поверхности жидкости, так как оно будет требовать меньшей затраты работы. Однако после перемешивания двух чистых, нерастворимых друг в друге жидкостей стойкость полученной эмульсии обычно невелика. Более тяжелая жидкость осядет на дно, капельки дисперсной фазы, сталкиваясь друг с другом, объединятся в более крупные. Оба эти процесса и приведут к расслаиванию эмульсии на два слоя. Только при очень высокой степени дисперсности, когда диаметр капель дисперсной фазы измеряется десятыми долями микрометра (10~⁷ м) и межмолекулярные силы уравнивают гравитационные силы, разрушение эмульсии становится затруднительным.

Иначе обстоит дело, если смесь двух нерастворимых жидкостей находится в условиях, способствующих диспергированию, и в ней присутствует какое-либо поверхностно-активное вещество, понижающее поверхностное натяжение за счет образования адсорбционного слоя. Во-первых, это способствует дроблению капель, а во-вторых (что имеет решающее значение), капли будут окружены не молекулами дисперсной среды, а прочной пленкой адсорбционного слоя. В этом случае образуются стойкие, трудно расслаивающиеся эмульсии, так как капли дисперсной фазы, защищенные своеобразным панцирем — адсорбционной пленкой, не могут сливаться друг с другом. В некоторых случаях толщина адсорбционной пленки такова, что ее можно рассмотреть в микроскоп.

Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами. Ими являются такие полярные вещества нефти, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные неорганические примеси. Например, по данным Левченко, в состав

111

эмульгаторов арланской и ромашкинской нефти помимо смол и асфальтенов входит до 50% неорганических веществ. Исследования последних лет показали, что в образовании стойких эмульсий принимают участие также различные твердые углеводороды.

Микрокристаллы парафинов, церезинов и смешанных парафи-но-нафтеновых углеводородов, адсорбируясь на поверхности эмульсионных глобул, образуют своеобразную броню.

Характер эмульсии зависит от свойств эмульгатора. В сырой нефти обыкновенно образуется гидрофобная эмульсия типа вода в нефти, так как эмульгаторами в этом случае являются смолы. Они хорошо растворяются в нефти и не растворяются в воде. Смолы, адсорбируясь на поверхности раздела нефть — вода, попадают в поверхностный слой со стороны нефти и создают прочную оболочку вокруг частиц воды.

Алюминиевые, кальциевые, магниевые и железные мыла нефтяных кислот также хорошо растворимы в нефти и ее дистиллятах, поэтому они также способствуют образованию гидрофобных эмульсий. Наоборот, натриевые мыла нефтяных кислот (продукт реакции при щелочной очистке) хорошо растворимы в воде и хуже в углеводородах. Поэтому они адсорбируются в поверхностном слое со стороны водной фазы, обволакивают пленкой капельки нефти и таким образом способствуют образованию гидрофильной эмульсии типа нефть в воде.

При наличии эмульгаторов обоих типов возможно обращение эмульсий, т. е. переход их из одного типа в другой. Этим явлением пользуются иногда при разрушении эмульсий.

Способы разрушения нефтяных эмульсий.Механизм разрушения нефтяных эмульсий состоит из нескольких стадий: 1) столкновение глобул (частиц) воды; 2) слияние глобул в более крупные капли; 3) выпадение капель.

Для того чтобы разрушить эмульсии, в промышленной практике применяются следующие процессы: 1) механические — фильтрование, обработка ультразвуком; 2) термические — подогрев и отстаивание нефти от воды, промывка горячей водой; 3) электрические — обработка в электрическом поле переменного и постоянного тока; 4) химические — обработка различными деэмульгаторами.

Перемешивание и воздействие электрического поля создают благоприятные условия для увеличения вероятности столкновения глобул воды. При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле заряженные отрицательно частицы воды начинают передвигаться внутри капли, которая приобретает грушевидную форму, обращенную острым концом к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов происходит изменение конфигурации капли. Отдельные капли стремятся передвигаться в электрическом поле по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом, сливаются в более крупные капли и осаждаются.

Действием деэмульгаторов — специальных поверхностно-активных веществ — ослабляется структурно-механическая прочность

слоев, обволакивающих капли воды. В качестве деэмульгаторов применяются различные поверхностно-активные вещества, однако механизм их действия на эмульсии весьма сложен и мало изучен. По характеру поведения в водных растворах деэмульгаторы делятся на ионоактивные и неионогенные. Первые в растворах диссоциируют на катионы и анионы, вторые ионов не образуют. Наилучшим деэмульгирующим действием обладают неионогенные вещества.

На нефтеперерабатывающих заводах и промысловых установках подготовки нефти применяются отечественные неионогенные

Н-1

Рис. 8. Схема установки термохимического обезвоживания нефти под

давлением:

/ — сырая нефть; // — обезвоженная нефть; /// — вода.

деэмульгаторы — ОЖК (оксиэтилированные жирные кислоты), ОП-10, проксамин, импортные — диссольван, прогалит и др. Преимуществом ОЖК по сравнению с другими деэмульгаторами является хорошая биологическая разлагаемость: при попадании в водоемы он на 50—75% распадается, в то время как другие деэмульгаторы этой способностью не обладают.

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. 8). Сырую нефть, освобожденную от газа, забирают из E-I насосом и прокачивают через теплообменник Т-1 и паровой подогреватель Т-2 в термоотстойник Е-3. Перед поступлением на насос в нефть вводится поступающий из Е-2

деэмульгатор. В термоотстойнике под давлением около 1,5 МПа нефть находится в течение 1—3 ч. Обезвоженная нефть через теплообменник Т-1 направляется в резервуар Е-4. В резервуаре нефть дополнительно отделяется от воды. Отстоявшаяся вода сбрасывается в нефтеловушку Е-5, а затем закачивается в скважину А-1. Часть сточных вод, удаленных из термоотстойника, возвращается на прием сырьевого насоса с тем, чтобы повторно использовать содержащийся в сточной воде деэмульгатор. Нефть из ловушки вновь подается на обезвоживание.

Рис. 9. Схема установки электрообеесоливания нефти:

/—сырая нефть; // —деэмульгатор; III — щелочь; IV — свежая вода; V — обессоленная нефть; VI — вода в канализацию.

Обессоливание нефти.При обезвоживании на промысловых установках подготовки содержание воды в нефти снижается до 0,5—1,0%, одновременно происходит удаление значительной части солей. Однако большинство нефтей нуждается в дополнительном обессоливании, которое проводится на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах. Для удаления солей из нефти применяется способ, сочетающий термохимическое отстаивание с обработкой эмульсии в электрическом поле. Установки носят название элек-трообессоливающих (ЭЛОУ).

Технологическая схема установки электрообеесоливания нефти приводится на рис. 9. Нефть, в которую введены промывная вода, деэмульгатор и щелочь, насосом Н-1 прокачивается через теплообменник Т-1 и пароподогреватель Т-2 в электродегид-ратор первой ступени Э-1. Здесь удаляется основная масса воды и солей (содержание их снижается в 8—10 раз). На некоторых установках ЭЛОУ перед Э-1 находится термохимическая ступень.

114

Из Э-1 нефть поступает в электродегидратор второй ступени Э-2 для повторной обработки. Перед Э-2 в нефть вновь подается вода. Общий расход воды на обессоливание составляет 10% 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.

Рис. 10. Вертикальный электродегидратор:

1 — корпус; 2—электроды; 3, 4 — изоляторы; 5 — трансформаторы; С — манометр; 7— сигнальные лампы; 8 — распределительная головка; 9 — мерное стекло.

Рис. 11. Шаровой электродегидратор;

/ — трансформатор; 2, 4 — распределительные головки; 3— электрод; 5 — штуцер для вывода обессоленной нефти; в — штуцер для ввода сырой нефти; 7— штуцер для дренажа.

Обессоленная нефть из Э-2 проходит через теплообменник Т-1, холодильник и подается в резервуары обессоленной нефти. Вода, отделенная в электродегидраторах, направляется в нефтеотдели-тель Е-1 для дополнительного отстоя. Уловленная нефть возвращается на прием сырьевого насоса, а вода сбрасывается в промышленную канализацию и передается на очистку.

Дата добавления: 2018-04-04; просмотров: 252; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 10 11 12 13 141516 17 18 19 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!