Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50—100 м 3 /т), пластовую воду (200—300 кг/т) и растворенные в воде минеральные соли (10—15 кг/т), которые отрицательно сказываются на транспортировке, хранении и последующей переработке ее. Поэтому подготовка нефти к переработке обязательно включает следующие операции:
—удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация нефти;
В настоящее время разрабатываются методы магистральной транспортировки газонасыщенных нефтей, то есть доставки потребителю нефти и газа по одному трубопроводу. Это позволяет уменьшить расход энергии на перекачку продукта за счет снижения его вязкости и более полно утилизировать попутные нефтяные газы.
Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C1—С4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожим-ных станциях и УПН или на газоперерабатывающих заводах.
В первом случае попутный газ отделяют от нефти многоступенчатой сепарацией в сепараторах-газоотделителях (траппах), в которых последовательно снижаются давление и скорость потока нефти. В результате происходит десорбция газов, совместно с которыми удаляются и затем конденсируются летучие жидкие углеводороды, образуя «газовый конденсат». При сепара-ционном методе стабилизации в нефти остается до 2% углеводородов состава C1—C4.
Обессоливание и обезвоживание нефти. Удаление из нефти солей и воды происходит на промысловых установках подготовки нефти и непосредственно на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ).
В обоих случаях процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, которые образует с нефтью вода. При этом на промыслах разрушаются эмульсии естественного происхождения, образовавшиеся в процессе добычи нефти, а на заводе — искусственные эмульсии, полученные при многократной промывке нефти водой для удаления из нее солей. После обработки содержание воды и хлоридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5— 1,0% и 100—1100 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05—0,1% и 3—5 мг/л.
Для разрушения нефтяных эмульсий используются механические (отстаивание), термические (нагревание), химические и электрические методы. При химическом методе обезвоживания нагретую нефтяную эмульсию обрабатывают деэмульгаторами. В качестве последних используются различные неиногенные ПАВ типа защитных коллоидов: оксиэтилированные жирные кислоты, метил – и карбоксиметилцеллюлоза, лигносульфоно-вые кислоты и др. Наиболее эффективное удаление солей и воды достигается при электротермохимическом методе обессолива-ния, в котором сочетаются термохимическое отстаивание и разрушение эмульсии в электрическом поле.
Установки электротермохимического удаления солей и воды, или электрообессоливающие установки (ЭЛОУ), используются как на промыслах, так и на нефтеперегонных заводах. В этом методе разрушение нефтяной эмульсии происходит в аппаратах — электродегидрататорах под воздействием переменного тока напряжением 30—45 кВ, что вызывает передвижение и слипание капель воды, содержащих соли, и ее отделение от нефти. Обессоливание и обезвоживание нефти увеличивает сроки межремонтной работы установок гонки нефти и снижает расход тепла, а также уменьшает расход реагентов и катализаторов в процессах вторичной переработки нефтепродуктов.
Http://studopedia. su/5_49474_podgotovka-nefti-k-pererabotke. html
В добываемой на промыслах нефти кроме растворенных в ней газов, содержаться примеси, растворимые или нерастворимые в нефти. Это вода и соли, растворимые в воде, а так же взвешенные в нефти кристаллы водонерастворимых солей, песка и глины.
Содержание твердых нерастворимых примесей в нефти не превышает 1,5%, а воды меняется в пределах от доли % до 90%.
Твердые примеси вызывают эрозию (разрушение) внутренней поверхности трубопроводов, образуют отложения в аппаратах, ухудшают теплопередачу.
Водорастворимые соли, преимущественно хлористые, ведут себя по – разному. Хлористый калий практически не гидролизуется. Хлористый кальций подвержен гидролизу с образованием соляной кислоты максимум на 10%. Хлористый магний гидролизуется на 90% даже при низкой температуре, что приводит к коррозии аппаратуры. Сероводород, образующийся при перегонке сернистых нефтей, также является источником коррозии.
Минерализацию пластовой воды определяют количеством сухого вещества после выпарки 1 литра воды, а сальность нефтей выражают в миллиграммах. Этот показатель для нефти, поступающей на НПЗ не должен быть более 50 миллиграмм на литр, для нефтей идущих на перегонку не более 5 миллилитров на литр. Соответственно, количество воды в нефти не должно превышать 1%.
Основное количество воды и твердых частиц удаляют из нефти отстаиванием в промысловых и заводских резервуарах, а затем нефть обезвоживают и обессоливают до заданной глубины на специальных установках (ЭЛОУ).
При добыче нефти в результате ее интенсивного перемешивания с водой образуются стойкие трудноразделимые эмульсии, представляющие собой системы из двух взаимно нерастворимых жидкостей. Одна из них в виде мельчайших капель (дисперсная фаза) распределена в другой (дисперсионная среда) во взвешенном состоянии. Без внешнего воздействия (нагревания или другого) эмульсии могут существовать как угодно долго. Этому способствуют поверхностно активные вещества (ПАВ). К ним относятся сернистые соединения, нафтеновые кислоты и другие примеси содержащиеся в нефтях, особенно в высокосмолистых.
ПАВ называют эмульгаторами, которые образуют на поверхности частиц дисперсионной фазы прочный адсорбционный слой, препятствующий столкновению частиц (капель), их слиянию и укрупнению. В промысловой и заводской практике чаще всего встречаются эмульсии – «вода (дисперсная фаза) в нефти (дисперсионная среда)» и наоборот “нефть в воде”.
Стойкие нефтяные эмульсии определяют физико-химическими свойствами нефти, размером частиц дисперсной фазы (степень дисперсности), температурой и временем существования. Чем выше плотность и вязкость нефти, тем ниже температура и выше степень дисперсности (чем меньше капли), тем устойчивей эмульсия. Свежие эмульсии, существующие короткое время после выхода из скважины разрушаются значительно легче, чем «старые», поэтому первичное обезвоживание и обессоливание следует проводить на промыслах.
Отстаивание(механический метод) применим к свежим нестойким эмульсиям, расслаивающихся за счет разности плотностей нефти и воды. Чем больше эта разность и размер капель воды и чем больше вязкость среды, тем быстрее протекает расслаивание. Нагрев эмульсий ускоряет этот процесс, увеличивая растворимость в нефти защитной пленки эмульгатора и разности плотностей, и уменьшает вязкость среды. В процессе отстаивания из нефти удаляются механические примеси (пески, глины и другие).
Подготовку нефти к переработке осуществляют дважды на нефтепромыслах и на НПЗ. На промыслах проводят первичную подготовку нефти – ее отстаивание и термохимическое обезвоживание, а в ряде случаев и обессоливание. В отстойниках установок подготовки нефти с применение Деэмульгаторов – специальных ПАВ, которые адсорбируются на границе раздела фаз и способствуют растворению в нефти защитных оболочек.
При выборе деэмульгатора следует учитывать тип нефти (смолистая, парафинистая), содержание в ней воды, интенсивность перемешивания, температуру и другие. Деэмульгатор не должен вызывать коррозию трубопроводов и аппаратуры, иметь неприятный запах, вызывать загрязнения окружающей среды.
В ряде промыслов для обезвоживания и обессоливания нефти, кроме отстойников, применяют электродегидраторы, в которых водонефтяная эмульсия разрушается в переменном электрическом поле высокой напряжённости.
Обессоливание нефти на НПЗ осуществляется на электрообессоливающих установках. Сущность процесса электрообессоливания нефти заключается в её смешении с промывной водой и деэмульгатором с последующим отделением солёной воды в электродегидраторах, где под действием переменного электрического поля высокой напряжённости в сочетании с повышенной температурой водонефтяная эмульсия разрушается.
Http://mylektsii. ru/4-40.html
В соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002 товарная нефть(нефтесмесь) может содержать до 1% воды и до 900 мг/л хлористых солей. Такую нефть невозможно разгонять на фракции на промышленных установках ввиду, того что вода и хлористые соли вызывают интенсивную коррозию оборудования особенно в присутствии сероводорода. Поэтому на нефтеперерабатывающих заводах поступающую нефть подвергают очистке на электрообессоливающей установке (ЭЛОУ). Эта установка обеспечивает снижение концентрации хлористых солей до уровня менее 5мг/л и содержания воды менее 0.1%.
Важно отметить, что в процессе обессоливания происходит практически полное удаление натрия, железа, магния, кальция, мышьяка и снижение концентрации ванадия более чем в 2 раза.
Поступающая на завод нефть содержит множество примесей, которые способствуют образованию эмульсий с водой, а присутствие сероводорода существенно ускоряют коррозию оборудования. Поэтому для большей эффективности очистки нефти применяют деэмульгаторы, способствующие разрушению эмульсии нефти с водой и содощелочной раствор, нейтрализующий агрессивное действие сероводорода и карбоновых кислот.
В промышленных условиях процесс обезвоживания и обессоливания нефти осуществляется на установках ЭЛОУ. При этом нефтяные эмульсии подвергаются химической, электрической, тепловой и механической обработке. В результате такой комплексной обработки нефтяные эмульсии разрушаются, и достигается требуемое обессоливание и обезвоживание нефти.
Химическая обработка нефти заключается в добавлении в нефть деэмульгатора и содощелочного раствора для разрушения эмульсий и нейтрализации кислых компонентов (сероводорода, карбоновых кислот и др.).
Электрическая обработка заключается в пропускании нефти через переменное электрическое поле с частотой 50 раз в секунду и с высоким напряжением (15-44 кВ). В результате электрической индукции капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) и сливаются друг с другом (укрупняются). При этом возрастает скорость осаждения водяных капель.
Тепловая обработка заключается в подогреве нефти до 60-150 о С в зависимости от характеристик нефти (плотности, вязкости и др.) Обычно нефть нагревают до 70-90 о С. Повышение температуры до определенного предела понижает вязкость нефти, способствует разрушению эмульсии.
Механическая обработка заключается в интенсивном перемешивании нефти с водой для удаления солей и в отстаивании от воды.
Принципиальная технологическая схема установки ЭЛОУ приведена на рис. 1.
Рисунок – 1Принципиальная технологическая схема установки электрообессоливания нефти: I – сырая нефть, II – эмульгатор, III – содо-щелочной раствор, IV – свежая вода, V – обессоленная нефть, VI – вода из электродегидратора 2, VII – соленая вода из электродегидратора 1.
Смесь нефти деэмульгатора и содо-щелочного раствора нагревают в теплообменнике до требуемой температуры, затем смешивают в инжекционном смесителе с водой из электродегидратора второй ступени и направляют в электродегидратор первой ступени. В электродеридаторе от нефти отделяют соленую воду, которую направляют в систему очистки сточных вод. Нефть после смешения со свежей водой направляют в электродегидратор второй ступени. Обессоленную нефть направляют на установку атмосферной разгонки.
Http://helpiks. org/3-58821.html
Как уже ранее отмечалось, нефть является основным источником углеводородов, т. к. ее переработка сегодня наиболее предпочтительна с экономической точки зрения по сравнению с другими жидкими и твердыми источниками углеводородного сырья. О методах извлечения попутных и растворенных в нефти газах мы ранее уже говорили.
Как уже отмечалось в курсе “Основы переработки нефти”, сырая нефть не может быть непосредственно направлена на переработку, так как содержит примеси, которые надо удалить. От нефти отделяется попутный газ, являющийся ценным самостоятельным продуктом; к тому же, если он не отделен, то мешает переработке нефти и вызывает увеличение ее потерь при хранении, так как с газом будет улетучиваться часть бензиновых фракций. Предварительное (грубое) отделение газа производится в газо-отделителях (см. рис. 6, стр. 26), окончательное (четкое) отделение—в стабилизационных установках, где газ отгоняется от нефти в специальных ректификационных колоннах (стр. 42). Вредными примесями нефти являются вода, присутствующая в ней в виде крупных капель, минеральные соли (NаС1, МgС12, СаСl2 и др.) и механические примеси (песок и глина). Вода и механические примеси отделяются путем отстаивания, для облегчения которого зачастую применяется подогрев нефти. Если вода образует с нефтью трудно разделимые эмульсии, содержащие 20— 30 и даже до 60% воды в виде мельчайших капелек (0,1—100 Мк), приходится применять Деэмульгаторы.—Поверхностно-активные вещества, способствующие разрушению пленок, которые окружают водные частицы эмульсии. Особенно активно разрушаются эмульсии при пропускании их между электродами, включенными в цепь переменного тока высокого напряжения (30—40 тыс. в). При этом капельки эмульсии деформируются, сливаются в крупные капли, которые затем отделяются от нефти при ее отстаивании. Схема установки для обезвоживания и обессоливания нефти электрическим методом изображена на рис. 11.
Рис. 11. Схема обезвоживания и обессоливания нефти электрическим методом;
1—сырая нефть; 2—насос; 3—Нагреватель; 4—аппарат для обезвоживания; 5—пластинчатые электроды; 6—водоотделитель; 7—Хранилище обезвоженной и обессоленной нефти.
Такая обработка нефти производится предварительно на промысле или на нефтеперерабатывающем заводе.
После обессоливания и обезвоживания нефть поступает на стабилизацию (отделение растворенных в нефти газообразных углеводородов) и перегонку при атмосферном давлении (если это необходимо на промыслах или на МИНИ-НПЗ). На промыслах и мини-НПЗ а затем на промышленных крупнотоннажных НПЗ путем первичной перегонки, нефть разделяют на ряд фракций, различающихся температурой выкипания. Под процессом стабилизации и прямой перегонки нефти понимают выделение из нефти отдельных составных ее частей (при стабилизации выделение газов или газового бензина из нефти перед её дальнейшеё транспортировкой) при помощи последовательного или одновременного их испарения с дальнейшим разделением образующихся паров и их конденсацией. Прямая перегонка — наиболее простой и старый способ переработки нефти. В настоящее время прямая перегонка нефти осуществляется на трубчатых высокоэкономичных установках большой производительности. Основными элементами таких установок являются: трубчатая печь, где происходит нагревание и частичное испарение нефти; испаритель, в котором жидкая часть нефти отделяется от образовавшихся паров; ректификационная колонна с дополнительными колоннами, где происходит разделение испарившейся части нефти на отдельные фракции—дистилляты; теплообменники, холодильники, приемники, насосы и т. д. Технологическая схема трубчатой установки для прямой перегонки нефти приведена на рис. 1.2. С узла обессоливания и обезвоживания нефть забирается сырьевым насосом 5 и под небольшим давлением (необходимым лишь для преодоления гидравлических сопротивлений) проходит теплообменники 4, где она нагревается до температуры 80— 100 °С, а затем подается в трубчатую печь 1. Нагретая в печи до температуры 300—320 °С и частично испарившаяся нефть выводится в испаритель, расположенный в нижней части ректификационной колонны 2. Неиспарившаяся жидкая часть нефти (мазут) выводится из испарителя через теплообменники 4 и поступает на дальнейшую переработку (на вакуумную разгонку с целью получения масел, на крекинг-установку для получения дополнительного количества бензинов и углеводородных газов) или может быть использована в качестве котельного топлива. С верха колонны отбирают пары бензина и газ, который в основном состоит из пропана и бутана, с определенных тарелок по высоте колонны — лигроин, керосин, а с низа колонны — газойль. Смесь паров бензина с газом, через теплообменник 4, направляется в конденсатор-холодильник 6, где пары бензина конденсируются, а затем вместе с газом поступают в газосепаратор 8. Здесь газ отделяется от бензина. Часть бензина насосом 7 подается на верх колонны для орошения. Лигроин, керосин и газойль через теплообменники 4 и холодильники 9 направляют па соответствующую очистку и затем выпускают как товарные продукты или используют как сырье для нефтехимического или основного органического синтеза.
Рис. 1.2. Технологическая схема установки для прямой перегонки нефти:
1—трубчатая печь; 2—ректификационная колонна; 3—дефлегматор; 4—теплообменник; 5—сырьевой насос; 6—конденсатор-холодильник; 7—насос; 8—газосепаратор; 9 — холодильник
В связи с тем, что основные процессы нефтепереработки будут читаться в следующих лекциях преподавателями: Филимоновой Е. И., Соловьевым В. В., Соболевой Л. М., Тарасовым А. В., то процессы первичной и вторичной переработки нефти в данном курсе не рассматриваются
Http://poznayka. org/s103368t1.html
Сырая нефть, которая добывается из скважин, не является объектом торговли, и в первую очередь она нуждается в отделении примесей и некоторых других манипуляциях, и потому Подготовка нефти к переработке становится весьма важной задачей.
Все эти примеси мешают нормальной транспортировке нефти, ее хранению и переработке. И именно подготовительные работы позволяют привести такой материал в должный вид, убрав из него все лишнее.
В процессе подготовки к переработке обязательно выполняются следующие операции: обессоливание материала и его дегидрация, удаление газов, которые растворены в нефти и стабилизация сырья.
Если рассматривать практику крупных месторождений, то необходимо отметить, что там подобные работы объединяются в рамках единого цикла, и они входят в систему сбора, транспортировки и обработки добываемых материалов.
В такой ситуации добытые среды направляются на замерные установки, в которых происходит отделение газа и раздельная оценка объемов этого продукта и нефти.
После этого происходит новое смешение нефти, газа и воды, и смесь поступает на коллектор, где вновь отделяется от нефти и отправляется на газоперерабатывающий завод, а нефть отправляется на станцию подгонки. Там газы отделяются окончательно и без остатка, а кроме того, нефть обессоливается и обезвоживается.
Вода очищается и снова закачивается в скважину, а очищенная нефть отправляется в резервуары, после чего ее проверяют на качество и объем.
Если к качеству нареканий нет, то материал подается в товарный резервуар, после чего отправляется на переработку. Если качество оказывается неудовлетворительным, то ее снова очищают.
Если рассматривать современный подход к вопросу и перспективы, то в первую очередь следует подчеркнуть, что ведутся разработки методов магистральной транспортировки нефти в смеси с газом для доставки всего необходимого в рамках единого трубопровода.
При этом вязкость материала будет снижена, что позволит снизить расходы на его транспортировку, а кроме того, подобный подход позволит утилизировать попутные газы наиболее полным образом.
Как уже отмечалось, подготовка нефти к переработке предполагает также ее стабилизацию. В сырой нефти обычно бывает немало растворенных углеводородов легкого типа, которые способны выделяться в процессе хранения нефти и ее транспортировки, меняя состав данного материала.
Избегая риска загрязнения атмосферы и утери бензиновых фракций, которые обладают особой легкостью, в промышленности просто извлекают таковые до переработки материала. Именно этот процесс и называется стабилизацией, и в зависимости от ситуации применимыми оказываются разные варианты исполнения такой процедуры.
А такая подготовка нефти к переработке, как ее обезвоживание и обессоливание, проводится как на заводах по подготовке при местах добычи, так и на нефтепереработках, и в любом случае при выполнении таких работ приходится сталкиваться с необходимостью разрушения нефте-водяных эмульсий.
При промысле выполняют разрушение эмульсий естественного происхождения, которые возникают при добыче нефти, а что касается заводов переработки – тут работать приходится с искусственными эмульсиями, которые получаются из-за промывки нефти водой для удаления солей.
Для того чтобы выполнить такую работу, применяют методы отстаивания, нагревания, а также специальные электрические и химические методы.
Таким образом, процесс подготовки такого материала к его дальнейшей переработке оказывается вовсе не однозначным и не простым, он весьма многогранен и сложен.
Выполнение такого рода работ реально только в профессиональных условиях под контролем опытных специалистов. А профессионализм в данной сфере строится не только на базовых познаниях, но и на возможности постоянного получения новой информации, свежих технологий и многого другого.
Все это реализуемо исключительно в профессиональной среде, с которой и необходимо иметь плотные связи.
К счастью, на сегодняшний день окунуться в нее вовсе не сложно и вполне реализуемо для каждого человека. Ведь выставки на данную тему проводятся в ЦВК «Экспоцентр» ежегодно, и они традиционно привлекают огромное число специалистов данной и смежных отраслей.
В таких условиях удается с завидной легкостью обзавестись профессиональными связями, найти партнеров и клиентов, поставщиков и исполнителей.
А кроме того, именно на выставках и других профильных мероприятиях удается рассмотреть новые технологии и оборудование, всесторонне оценить прогресс.
Все это создает наилучшие условия для профессионального роста и развития, для вывода бизнеса на новый уровень и создания плотных деловых отношений.
Http://www. neftegaz-expo. ru/ru/articles/podgotovka-nefti-k-pererabotke/
Добываемая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей — частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды и только 10% нефти. Для перекачки же по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды.
Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий.
Соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Разъедание аппаратуры солями (которые представляют собой продукты гидролиза) происходит как в зонах высокой температуры (трубы печей, испарители, ректификационные колонны), так и в аппаратах с низкой температурой (конденсаторы и холодильники). Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающий завод, должно быть не более 50 мг/л, а в нефти, направляемой на перегонку, — не более 5 мг/л.
От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоде или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.
Вода и нефть часто образуют трудно разделимую нефтяную эмульсию. Существуют три разновидности методов разрушения нефтяных эмульсий: механические, химические и электрические. Каждый из методов основан на слиянии и укрупнении капель воды, что способствует более интенсивному ее отстаиванию. Выбор одного из методов определяется главным образом типом нефтяной эмульсии и ее стойкостью.
К механическим способам разрушения эмульсий относятся отстаивание, центрифугирование и фильтрование.
Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, способным расслаиваться на нефть и воду вследствие разности плотностей компонентов, составляющих эмульсию.
Чем меньше частицы дисперсной фазы и разность плотностей воды и нефти и чем больше вязкость среды, тем медленнее протекает процесс расслоения. Нагрев эмульсий ускоряет их разрушение, так как при этом возрастает растворимость в нефти защитной пленки эмульгатора, уменьшается вязкость среды и увеличивается разность плотностей.
При обезвоживании нефтей на промыслах для каждой эксплуатационной скважины или для группы их устанавливают аппарат для отстаивания воды от нефти — дегидратор-подогреватель в виде вертикальной емкости диаметром 1,5—2 м и высотой 4—5 м. В нижней части дегидратора вмонтирована газовая горелка, связанная с автоматическим регулятором температуры. Нефть обычно подогревают до 60° С.
При Центрифугировании вода и механические примеси выделяются из нефти под действием центробежной силы. Центробежная сила, а следовательно, и скорость отделения капель воды изменяются пропорционально радиусу вращения и квадрату числа оборотов ротора.
В промышленности применяются центрифуги и сепараторы с числом оборотов от 3500 до 50 000 в минуту. Чем больше число оборотов, тем больше разделительная способность центрифуги, но меньше ее производительность. Малая пропускная способность центрифуг, а также высокие эксплуатационные затраты — основные причины ограниченного их применения для деэмульгирования нефтей.
Отделение воды от нефти при помощи Фильтрования основано на избирательном смачивании веществ различными жидкостями. Так, кварцевый песок легко смачивается водой, а пирит — нефтью. Для обезвоживания нефтей фильтрованием может использоваться стекловата и стружка из осины, тополя и других несмолистых пород древесины. Мелкие частицы воды, прилипая к острым кромкам стружки или волокон стекловаты, соединяются в крупные капли, легко стекающие вниз.
Фильтровальные колонны в основном применяют там, где нефтяные эмульсии уже разрушены, но капли воды все еще держатся во взвешенном состоянии и не оседают на дно. Эффективность фильтровальных колонн высокая. Существенным недостатком метода фильтрования являются сравнительно быстрая засоряемость фильтрующей поверхности механическими примесями и необходимость ее частой смены.
Разрушение нефтяных эмульсий может производиться с использованием химических методов. В этом случае достигается применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), действующих как деэмульгаторы. Разрушение нефтяных эмульсий может быть результатом: а) адсорбционного вытеснения действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью и меньшей прочностью адсорбционной пленки; б) образования эмульсий противоположного типа (инверсия фаз) и в) растворения (разрушения) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором.
В 1909 году началось использование электрического поля для обезвоживания нефтей. С тех пор электрические способы разрушения нефтяных эмульсий широко применяются на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах.
При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно, начинают передвигаться внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов капля претерпевает новое изменение формы, вытягиваясь острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения конфигурации капля претерпевает столь часто, сколь велика частота электрического поля. Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремясь передвигаться в электрическом поле по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом и при достаточно высоком потенциале заряда наступает пробой оболочки диэлектрика, в результате чего мелкие капли воды укрупняются, что и облегчает их осаждение в электродегидраторе. Обезвоженная нефть поднимается и выводится сверху электродегидратора.
Технологическая схема промысловой электрообезвоживающей установки (ЭЛОУ – установка обезвоживания и обессоливания) приведена на рисунке выше. Эмульгированная нефть после подогрева контактирует со свежей водой. К этой смеси добавляют деэмульгатор, после чего она поступает в два параллельно работающих электродегидратора. Здесь нефтяная эмульсия разрушается, вода выводится снизу в канализацию, а нефть сверху в отстойник. Обезвоженная и обессоленная нефть откачивается в промысловые нефтехранилища и далее в нефтепровод.
В заключение следует отметить, что стойкость эмульсии зависит от многих факторов и поэтому не может быть одинаково эффективных и экономически целесообразных условий разрушения для любых эмульсий. Выбору того или иного способа и условий разрушения эмульсии должно предшествовать тщательное изучение ее свойств, экспериментальный подбор деэмульгатора и режима обработки, а также сопоставление технико-экономических показателей рассмотренных выше методов деэмульгирования. С другой стороны, изучение и устранение причин образования эмульсий позволяют значительно упростить процесс деэмульгирования и, следовательно, снизить затраты на подготовку нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие заводы.
При перемещении нефти от скважин до нефтезаводских емкостей из нее испаряются наиболее легкие компоненты (метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции), которые безвозвратно теряются, если не принять специальных мер по герметизации емкостей и сбору выделяющихся газов и паров. Такие потери могут достигать 5% от нефти. Естественно, что чем дольше хранится нефть, тем больше теряется летучих компонентов. С другой стороны, если в нефти, поступающей на перегонку, содержатся газообразные углеводороды, то они отбираются вместе с бензином и он делается нестабильным, т. е. способным изменять свой фракционный состав при перекачке и хранении.
Поскольку потери летучих компонентов из нефти и нефтепродуктов в основном происходят в резервуарах, рассмотрим более подробно этот случай. При наполнении резервуара из него в атмосферу вытесняется некоторый объем воздуха, насыщенный парами углеводородов, выделившимися из нефти или нефтепродукта, поступающих в резервуар. Это явление известно под названием «большого дыхания» резервуара. При одном и том же давлении потери от испарения тем больше, чем больше нефти поступает в резервуар и чем больше парциальное давление летучих компонентов. Последнее в свою очередь возрастает при повышении температуры и концентраций летучих компонентов в нефти (бензине).
При хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах наблюдаются потери от так называемых малых дыханий резервуаров. Малые дыхания протекают по следующей схеме. Днем пары в газовом пространстве резервуара нагреваются, при этом давление повышается. Когда давление паров превысит величину, на которую рассчитан дыхательный клапан, последний открывается и сбрасывает часть паров в атмосферу («выдох»). Ночью, когда температура в газовом пространстве понижается, газы сжимаются, в резервуаре образуется вакуум, дыхательный клапан открывается и атмосферный воздух поступает в резервуар, заполняя его газовое пространство («вдох»).
Для сокращения потерь от испарения предложено много мероприятий. Самым надежным из них является устройство герметичных резервуаров, бензохранилищ с дышащими крышами, дышащих баллонов, рассчитанных на атмосферное давление, и сферических резервуаров, приспособленных к хранению бензинов под повышенным давлением. Большое значение имеют герметизация оборудования по добыче нефти на промыслах; уменьшение газового пространства в резервуарах путем устройства плавающих крыш или плавающих полихлорвиниловых покрытий; охлаждение крыш и стенок резервуаров путем орошения их водой, окрашивание наружных стен резервуаров алюминиевой краской и т. д. Сопоставляя различные мероприятия по борьбе с потерями, можно отметить следующее: дышащие баллоны и крыши являются весьма совершенными устройствами для сокращения потерь летучих компонентов. Однако на их сооружение расходуется много металла и они сложны в изготовлении. В связи с этим один дышащий баллон ставят на несколько резервуаров, главным образом бензиновых. Система соединения их с резервуаром показана на рисунке ниже.
Дышащими баллонами называют резервуары емкостью до 10 000 м3, днища и крыши которых выполнены из гибкой стали толщиной 2 мм. В нерабочем состоянии крыша и днище соприкасаются друг с другом. В рабочем состоянии баллон наполняется, и крыша приподнимается на высоту 2—3 м. Для уравновешивания баллона предусмотрены особые противовесы. Взамен дышащих баллонов могут быть использованы обычные газгольдеры.
Дышащие крыши допускают увеличение объема хранилища на величину до 5% от первоначальной, что достаточно для ликвидации потерь от малых дыханий при заполненном резервуаре. Изготовляются они из гибкой стали толщиной 3—5 мм. Нижнее положение крыши ограничивается опорными столбами.
Разрыв крыши при чрезмерном расширении газа предотвращается специальным предохранительным клапаном, выпускающим избыточный газ в атмосферу.
Плавающие крыши почти полностью устраняют потери от испарения при больших и малых дыханиях резервуаров. Плавающая крыша представляет собой полый диск из 2—3-мм листовой стали. Радиальными перегородками она разделена на ряд герметических отсеков, предупреждающих ее потопление в случае течи. Плавающие крыши тяжелее обычных и обходятся дорого. Кроме того, они требуют постоянного ухода по спуску дождевой воды, очистке от выпавшего снега и предупреждению замерзания затвора при сильных морозах. Плавающие крыши во время грозы не безопасны в пожарном отношении.
Оригинальным является применение поливинилхлоридного ковра, плавающего в цилиндрических резервуарах на поверхности нефти или нефтепродукта. Ковер представляет гибкую поливинилхлоридную пленку, к которой снизу прикреплены поплавки из того же материала. Он покрывает всю свободную поверхность жидкости за исключением кольца шириной 2,5 см от стенок, в котором вмонтированы Z-образные уплотнители. Ковер собирается из частей, связанных между собой застежкой-молнией. Для спуска конденсированной жидкости имеются специальные трубы. Поливинилхлоридные ковры снижают потери от испарения на 60—90%.
Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению низкомолекулярных углеводородов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.
На рисунке ниже представлена одна из возможных схем дегазации и стабилизации нефти на промыслах. Поступающая из скважины газо-нефтяная смесь вследствие перепада давлений, создаваемого редукционными клапанами 8 и 9, в газосепараторах 2 и 3 разделяется на жидкую (вода, нефть) и газовую фазы.
Газы высокого и среднего давлений направляются в соответствующие газовые магистрали, а нефть в колонну-стабилизатор 4. В этом аппарате за счет подвода тепла через кипятильник 5 из нефти выделяются в паровую фазу растворенные в ней низкомолекулярные углеводороды. Газо-паровая смесь выводится сверху колонны 4, конденсируется в конденсаторе-холодильнике 10, после чего конденсат поступает в газосепаратор 6, где разделяется на жидкую фазу — газовый бензин и газ низкого давления. Последний сжимается компрессором 7 и вместе с газами высокого и среднего давлений направляется на газоперерабатывающий завод. Освобожденная от растворенных газов стабильная нефть снизу колонны 4 поступает в резервуар, а оттуда по нефтепроводу на нефтеперерабатывающий завод.
Схема промысловой стабилизационной установки, используемая для нефтей с высоким содержанием растворенных газов, приведена на следующем рисунке.
По этой схеме нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2 в водогрязеотстойник 3, где отстаивается от воды, и затем направляется в ректификационную колонну 4, работающую под давлением от 2 до 5 атм. Перетекая по тарелкам колонны, нефть освобождается от легких фракций, которые, пройдя вместе с газами конденсатор-холодильник 5, конденсируются и собираются в газосепараторе 6. Здесь несконденсированные газы отделяются от жидкой фазы, состоящей главным образом из бутана, пентана, гексана и высших.
Первые направляются в газовую магистраль и далее на газофракционирующую установку, а вторые через теплообменник 7 в стабилизационную колонну 8 газового бензина. Колонна 8 работает под давлением 8—12 атм. Лишенная низкокипящих фракций нефть горячим насосом 10 частично подается на циркуляцию в трубчатую печь 9, а оставшаяся доля насосом 11 направляется через теплообменник 2, кипятильник 12, холодильник 14 в емкость стабилизированной нефти.
Легкие бензиновые фракции, ректифицируясь в стабилизаторе 8, освобождаются от избыточного количества пропан-бутановых фракций. Последние после конденсации и охлаждения в конденсаторе 15 поступают в газосепаратор 16, откуда часть конденсата насосом 18 подается на орошение, а избыток переводится в емкость сжиженного газа или на газоперерабатывающий завод на разделение.
Стабилизированный бензин проходит через кипятильник 12, теплообменник 7 и холодильник 13, а далее либо направляется в емкость, либо смешивается со стабилизированной нефтью и направляется на нефтеперерабатывающий завод.
В представленном ниже видео, освещающем вопросы пожарной безопасности резервуарного парка, в частности, дается наглядное представление принципов действия резервуаров с понтонами, плавающей крышей и подогревом.
Как известно, различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых нефтей характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды нормального строения и имеют очень низкие октановые числа.
Некоторые нефти не содержат твердых парафиновых углеводородов и из них могут быть получены арктические и зимние сорта дизельных топлив, а также низкозастывающие масла без такого сложного процесса, как депарафинизация, которая является обязательной при переработке парафинистых нефтей. Получение дизельных топлив из сернистых и высокосернистых нефтей связано с включением в технологическую схему нефтеперерабатывающего завода процесса обессеривания, например гидроочистки; при переработке бессернистых и малосернистых нефтей этого не требуется. Потребность в различных сортах масел, получаемых из нефти, значительно меньше, чем потребность в топливах, поэтому на производство масел направляют только отборные, так называемые масляные нефти, из которых можно получать масла высокого качества, с большими выходами и при менее сложной технологии производства, чем из других «немасляных» нефтей.
Смолистые компоненты некоторых нефтей отличаются уникальными свойствами, что позволяет только из этих нефтей получать строительные и дорожные битумы исключительно высокого качества.
Можно привести еще много подобных примеров, однако и сказанного достаточно, чтобы сделать вывод о необходимости сортировки нефтей, при которой исключается возможность неоправданного смешения нефтей различного сорта.
Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефтей в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов сильно осложняют нефтепромысловое хозяйство и требуют больших капиталовложений на сооружение огромного резервуарного парка и сложной сети нефтепроводов, поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку. При этом облегчается перекачка тяжелого сырья с промыслов на нефтезаводы без ущерба для качества получаемых перегонкой моторных топлив.
Таким образом, по вопросу о сортировке нефтей можно сделать следующие выводы:
Http://wiki. unitechbase. com/doku. php/courses:refining:%D0%BF%D0%BE%D0%B4%D0%B3%D0%BE%D1%82%D0%BE%D0%B2%D0%BA%D0%B0_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8
Нефть подготавливается к переработке в два этапа – на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем предприятии. В задачу подготовки к переработке на обоих этапах входит отделение от нефти примесей, которые выходят из скважины вместе с нею, попутного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.
На стадии промысловой подготовки нефти от нефти отделяют основное количество попутного газа, направляемого на дальнейшую переработку, пластовую воду и механические примеси.
Попутный газ (ПГ1) отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением. Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в растворенном состоянии 0,5-1,5% углеводородов до бутана включительно.
Эту растворенную часть газа извлекают после отделения на промысле остальных примесей на стадии стабилизации нефти (ПГ2).
Механические примеси из нефти также извлекают за счет отстоя в соответствующих сепараторах на промысле.
Пластовая вода извлекается вначале в отстойниках промысла (ПВ1), а диспергированная ее часть (эмульсия “вода в нефти”) разделяется в специальных аппаратах – электродегидраторах – в два приема: сначала на промысле (ПВ2), а оставшаяся часть воды (около 0,5-1,0% (масс.) от нефти) до извлекается на нефтеперерабатывающем заводе (ПВ3).
По мере обезвоживания нефти удаляются и минеральные соли (MgCl2, CaCl2, NaCl и др.), растворенные в этой воде. Наличие в нефти минеральных солей придает последней высокие коррозионно-активные свойства, поскольку при повышенных температурах (выше 100°С) в присутствии воды они подвергаются гидролизу с образованием хлороводородной кислоты, разрушающей стальное оборудование:
В этой цепочке реакций образующийся дихлорид железа в свою очередь также гидролизуется с выделением хлороводородной кислоты.
По степени активности в реакции гидролиза указанные соли располагаются в следующем ряду:
Стадии подготовки на промысле, стабилизации и глубокого обезвоживания и обессоливания на НПЗ, ПГ и ПГ – попутный газ и газ стабилизации, ПВ1, ПВ2 и ПВ3 – вода, отделяемая в сепараторах, в промысловых электродегидраторах и электродегидраторах НПЗ, Н и Н1 – исходная и поступающая на дистилляцию нефть, Эпв – эмульгированная пластовая вода.
О последствиях воздействия минеральных солей, присутствующих в нефти, можно судить по следующим данным. В 50-х годах обессоливание нефти проводилось до остаточного содержания солей 40-50 мг/л, и установки дистилляции нефти имели межремонтный пробег 90-100 сут., после чего из-за коррозии оборудования и отложения в нем солей они подвергались серьезному ремонту В настоящее время на дистилляцию поступает нефть с содержанием солей 3-5 мг/л, и межремонтный пробег установки достигает 500 сут. и более.
В добываемой из скважин нефти общее содержание минеральных солей составляет от 3000 до 12000 мл/л нефти. После промысловой подготовки в зависимости от категории содержание солей в нефти снижается до 40-3600 мг/л и при остаточном содержании воды 0,2-1,0% (масс.).
Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти проводится на нефтеперерабатывающем заводе до содержания солей не более 5 мг/л и воды не более 0,2% (масс.).
Не касаясь далее отделения газа, механических примесей и воды методами отстоя (ПГ1, МП и ПВ1), рассмотрим процессы обезвоживания и обессоливания нефти на стадиях отделения эмульгированной воды (ПВ2 и ПВ3) и вопросы стабилизации нефти.
Http://vuzlit. ru/758767/podgotovka_nefti_pererabotke
Подготовка нефти к переработке – комплекс операций по удалению нежалательных компонентов из сырой нефти для минимизации их пагубного воздейсвтия на нефтеперерабатывающую аппаратуру.
Извлеченная из скважины нефть всегда содержит в своем составе такие мешающие компоненты, как:
На первых этапах эксплуатации месторождения, как правило, добывается нефть, содержащая незначительное количество воды, но со временем обводненность увеличивается и может достигать 90 – 98%. Такое высокое содержание воды в нефти существенно увеличивает затраты на ее транспортировку и переработку.
Чистая нефть, не содержащая в своем составе неуглеводородных составляющих, в первую очередь солей металлов, и пресная вода, взаимно нерастворимы. в процессе отстаивания такая смесь довольно быстро расслаивается. Однако в случае наличия примесей нефть образует с водой эмульсию – дисперсную систему из двух нерастворимых друг в друге жидкостей, в которой одна диспергирована в другой в виде мельчайших капель.
Различают два вида эмульсий: нефть в воде и вода в нефти. Эмульгаторами, т. е. веществами, способствующими образованию и стабилизации эмульсий, являются такие полярные компоненты нефти, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, парафины и цезерины, а также органические примеси. Для стабилизации нефти в промышленности в качестве диэмульгаторов используют оксиалкенилированные органические соединения, например, оксиэтилированные жирные кислоты (ОЖК).
Сырая нефть подается из скважин в трапы-сепараторы, где попутный газ отделяют от нефти с помощью последовательного снижения давления. Увлеченный попутным газом конденсат отделяют в промежуточных приемниках. После таких процедур в нефти остается еще до 4% растворенного попутного газа.
Хлориды щелочных и щелочноземельных металлов, присутствующие в нефти (NaCl, MgCl2, CaCl2) при гидролизе образуют соляную кислоту, которая вызывает порчу аппаратуры. Поэтому содержание солей в нефти, поставляемой на НПЗ, не должно превышать 50 мг/л, а в нефти для перегонки не более 5 мг/л.
Механические примеси представляют собой взвешенные частицы глины, известняка и песка, а также поверхностно-активные соединения нефти, которые адсорбируются на поверхности глобул воды, образуя при этом нефтяные эмульсии.
Перед тем как направить нефть на Первичную переработку, все эти мешающие компонеты необходимо удалить. Для это производится специальная процедура подготовки нефти к переработке.
В упомянутых выше газосепараторах происходит отделение попутных растворенных газов, а также отстой сырой нефти от основной массы воды и механических примесей. Из них нефть направляется в специальные отстойные резервуары, а оттуда на установку подготовки нефти (УНП), включающую процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти.
Промышленные процессы обезвоживания и обессоливания нефти на НПЗ осуществляются на специальной электро-обезвоживающей, обессоливающей установке (ЭЛОУ), которая может быть как автономной, так и блоком в комплекте с установкой дистилляции нефти (ЭЛОУ-АВТ). Основным аппаратом ЭЛОУ является электродигидратор, в котором, кроме электрообработки нефтяных эмульсий, происходит также отстой диэмульгированной нефти. В результате содержание воды в обработанной таким образом нефти не превышает 0,1 %, а концентрация солей не более 5 мг/л.
Http://petrodigest. ru/info/refining/preparation
При поступлении на нефтеперегонный завод, нефть подвергается дополнительному обессоливанию и обезвоживанию. Содержание солей не более 6 г/литр и воды 0,2% на электрообессоливающих установках. Соблюдение технологических условий поможет минимизировать капиталовложения и снизить расходы на техническое обслуживание и ремонт установки.
Более глубокое понимание технологических основ процесса обессоливания нефти может значительно улучшить работу всего НПЗ. Обессоливание — это подготовительный этап переработки сырой нефти. Однако работа установки обессоливания оказывает большое влияние на НП3 в целом и на выпускаемые продукты.
Добытая сырая нефть содержит соли, которые (если их не удалить) могут отрицательно воздействовать на нефтезаводское оборудование. Соли являются первопричиной возникновения коррозии, загрязнения, закупорки, образования накипи, закоксовывания, появления окалины, отравления катализатора и других вредных воздействий на работу установок. Таким образом, обессоливание служит ключевой подготовительной ступенью процессов разделения сырой нефти и ее переработки.
Что такое обессоливание? Процесс обессоливания позволяет удалить соли из таких жидкостей, как сырая нефть. Промысловая нефть представляет собой смесь жидких углеводородов, воды, природного газа и солей. Природный газ и вода легко отделяются гравитационным способом. Соли растворены в воде (так называемый раствор), за исключением небольшого количества солей, покрытых нефтью. Поэтому удаление воды приводит к удалению из нефти солей.
В сырой нефти находится вода трех типов: свободная, эмульгированная и растворенная. Свободная вода недостаточно диспергирована в нефти, ее легко можно удалить с помощью сепараторов. Растворенную воду, напротив, невозможно отделить физическим способом. Она хорошо смешана с нефтью, и мельчайшие капельки эмульгированной воды распределены во всем объеме нефти.
Эмульгированная вода не поддается разделению в простых гравитационных сепараторах. В начале 20-го века разработаны два метода отделения эмульгированной воды от сырой нефти: химическую обработку и электрокоалесценцию. Химическая обработка разрушает стабилизирующую (защитную) пленку эмульгированной капли, позволяя мелким каплям сливаться. В методе электрокоалесценции к этим каплям прикладывается напряжение; электрический заряд разрывает стабилизирующую пленку, после чего капли могут коалесцировать.
Чтобы понять принцип действия электрокоалесценции, необходимо изучить свойства эмульгированных капель. Капля рассола покрыта плотной эластичной пленкой, которая отталкивает другие капли. Напряжение, приложенное к капле, растягивает эту оболочку. Положительно заряженные молекулы притягиваются к отрицательному полюсу, отрицательно заряженные молекулы – к положительному. Под действием переменного тока происходит чередование зарядов диполя с частотой 120 раз в секунду. Пленка капли, многократно растягиваясь и сжимаясь, в конце концов, разрывается.
Что такое электродегидратор? В данном случае будет рассмотрен только метод электрокоалесценции. Типичный электродегидратор состоит из цилиндрического сосуда, источника электропитания (трансформатора), выходного коллектора нефти, электродов, входного коллектора, коллектора отстоявшейся воды, коллектора для промывки от грязи и смесительного клапана (рисунок).
Аппарат представляет собой гравитационный отстойник горизонтального типа, в котором происходит отделение соляного раствора от сырой нефти. Трансформаторы, установленные на верхней площадке электродегитратора, преобразуют напряжение в первичной цепи (электропитание установки) в напряжение во вторичной цепи (через электроды), что обеспечивает электрокоагуляцию соляного раствора. Входной коллектор обеспечивает ввод сырой нефти в электродегидратор и равномерное распределение сырья (смесь нефть/вода) в аппарате. Входной коллектор расположен точно над уровнем поверхности раздела нефть/вода. Выходной коллектор расположен в верхней части аппарата по всей его длине. В него поступает подготовленная нефть.
Http://vunivere. ru/work4030
Добытая на промыслах, так называемая сырая нефть, содержит попутный газ (50-100 м 3 /т), пластовую воду (200-300 кг/т), минеральные соли (10-15 кг/т) в виде водных растворов и механические примеси.
Прежде чем пустить нефть на переработку, нужно избавиться от примеси твёрдых частиц, а также от воды и газа. Если не удалить твёрдые примеси, то они будут портить установки, в которых нефть подвергается переработке, а в связи с этим снижать качество получаемых нефтепродуктов.
Следует выделить из нефти газ и наиболее летучие её компоненты. Если этого не сделать, то при хранении нефти даже за то время, которое пройдёт, пока она попадёт на нефтеперерабатывающий завод, газ и наиболее летучие жидкие углеводороды выделятся и будут утеряны. А между тем газ и наиболее летучие жидкие углеводороды являются ценными продуктами. Поэтому одна из задач подготовки нефти заключается в выделении и сборе газа и летучих её компонентов.
Выделение из нефти попутных газов производится в газоотделителях-трапах путём уменьшения растворимости газов за счёт снижения давления.
Одновременно с газами увлекается и часть лёгких бензиновых фракций, которые затем направляются для дальнейшей переработки на газоперерабатывающие (газобензиновые) заводы. На эти заводы поступают также газы и конденсат газоконденсатных месторождений. На этих заводах проводят:
1) извлечение из газов нестабильного бензина, углеводородов от С3 и выше;
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 промыслах нефть также освобождается от основной части воды и солей.
Вода является постоянным и неизбежным компонентом, выходящим вместе с нефтью из скважины.
Отделить нефть от воды необходимо по той причине, что примесь воды нарушает технологический режим работы установок, где происходит переработка нефти. Кроме того, в воде, примешанной к нефти, содержатся растворённые соли – хлористый натрий, хлористый кальций и магний. При перегонке нефти эти хлористые соли частично разлагаются, а образующаяся при этом соляная кислота разъедает аппаратуру.
Освободить нефть от воды во многих случаях не так легко. Дело в том, что при движении нефти с той или иной примесью воды к скважине по пористым породам нефть с водой часто настолько хорошо перемешиваются, что образуется эмульсия. В результате из скважины выходит не нефть с примесью воды как две несмешивающиеся и легко разделяющиеся жидкости, а эта эмульсия. Вода находится здесь в виде бесчисленного количества мельчайших капель, рассеянных в нефти и образующих с ней однородную смесь. Встречается и другой тип эмульсий, когда нефть в виде мельчайших капель находится в воде.
Образование таких мельчайших капель нефти или воды объясняют тем, что из присутствующих в нефти и воде примесей на поверхностях капель образуется плёнка некоторых веществ, препятствующая слиянию капель. Эти вещества называются Эмульгаторами. К ним относятся содержащиеся в нефтях смолы, асфальтены, мыла нафтеновых кислот, соли. В зависимости от присутствия тех или иных эмульгаторов образуются мельчайшие капельки или нефти, или воды.
Нефтяные эмульсии являются устойчивыми смесями. Такая эмульсия даже при длительном её хранении в каком либо резервуаре не разделяется на нефть и воду. Нужно добавить, что из нефтяной эмульсии не осаждаются и мелко распылённые твёрдые частицы горных пород. Направлять эмульсию на нефтеперерабатывающий завод нельзя из–за присутствия в ней воды и примеси твёрдых частиц. Поэтому нефтяная эмульсия предварительно подвергается специальной обработке, называемой Деэмульсацией нефти.
Поскольку причиной, препятствующей слиянию капелек, является наличие на их поверхностях плёнок эмульгатора, то задача заключается в том, чтобы разрушить эти плёнки. Известно несколько способов деэмульсации нефти. Один из способов заключается в нагреве нефтяной эмульсии. При этом у нестойких эмульсий в резервуарах–отстойниках происходит разделение нефти и воды. Однако во многих случаях эмульсии являются достаточно стойкими, и подогрев с отстоем в резервуаре не приводит к желаемому разделению нефти и воды.
Поэтому для деэмульсации нефти широко применяется добавка к эмульсии специальных веществ – Деэмульгаторов в сочетании с подогревом.
В настоящее время для разрушения эмульсий и удаления воды применяют различные способы, в том числе Термохимический под давлением. Более качественным способом разрушения эмульсий является Электрический способ, основанный на воздействии электрического поля.
Обессоливание и обезвоживание нефти под действием электрического поля осуществляется на специальных электрообессоливающих установках в аппаратах, называемых Электродегидраторами.
В таком электродегидраторе имеются электроды, между которыми проходит эмульсия. К электродам подведено высокое напряжение от трансформатора. Под действием переменного напряжения происходит движение заряженных капелек. Непрерывное изменение направления движения капелек, связанное с частотой электрического поля, приводит их к столкновению друг с другом и с электродами. В результате этого происходит слияние капель. Вода накапливается в нижней части электродегидратора и спускается по трубе.
В настоящее время для эмульсации применяют электродегидраторы, имеющие шаровую форму и ёмкость 500 – 600 м 3 .
Введение деэмульгатора непосредственно в свежеполученную из скважины нефть способствует более глубокому обессоливанию, позволяет снизить содержание остаточных солей на ЭЛОУ (до 5 – 7 мг/л). Обычно нефть поступает на ЭЛОУ после обработки в термохимических отстойниках, где отделяется основная масса пластовой воды, – это облегчает работу электродегидраторов. В электродегидраторы подаётся нефть с добавлением 3 – 7% промывной воды и около 0,05% щёлочи. Щёлочь необходима для создания нейтральной или слабощелочной среды, что ускоряет процесс деэмульсации и уменьшает коррозию аппаратуры.
На рис. 3 изображена технологическая схема электрообессоливающей установки, совмещающей ступень термохимического обезвоживания и собственно ЭЛОУ.
Такая обработка нефти производится предварительно на промысле и окончательно на нефтеперерабатывающем заводе. Кроме того, на заводе проводится защелачивание нефти (добавление раствора щёлочи или аммиака) для нейтрализации кислых и сернистых примесей, вызывающих коррозию аппаратуры при переработке нефти.
1 – сырьевой насос; 2 – теплообменник; 3 – паровой подогреватель; 4 – термоотстойник; 5,6 – электродегидраторы; 7,8 – водяные насосы; 9 – дозировочные насосы; 10 – смесительные клапаны; 11 – регулятор давления.
Линии: I – сырая нефть; II – деэмульгатор; III – щёлочь; IV – свежая вода;
Http://stydopedia. ru/3x5d5f. html