ПӘннің ОҚУ-Әдістемелік кешені «КӨмірсутекті шикізаттарды өҢдеу технологиясы і» 5В072100 – «Органикалық заттардың химиялық технологиясы» мамандығы ушін ОҚУ-Әдістемелік материалдар



жүктеу 1.88 Mb.
бет3/10
Дата09.06.2016
өлшемі1.88 Mb.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Технологиялық жіктелуі

Мұнайды былай бөледі:

• 3 сынып (I–III) мұнайда күкірт құрамы бойынша (күкірті аз, күкіртті және жоғары күкірті), сонымен бірге бензинде (қайнау бастауы – 180 °С), реакторлар отында (120-240 °С) и дизель отынды (240-350 °С);

• 350 °С (T1-T3) дейін айдалатын фракцияларының потенциалды құрамы бойынша 3 түрі;

•  потенциалды құрамы бойынша базалық майы бар (М1-М4) 4 тобы;

• базалық майылардың сапасы бойынша тұтқыр индексымен (И1-И4) бағаланатын 4 тобы;

• (П1–П3) құрамында парафиндер құрамы бйынша 3 түрі.



Ұсынылған әдебиеттер тізімі

1 Негізгі әдебиет

1. Омарәлиев Т.Мұнай мен газды өңдеудің химиясы және технологиясы: - Астана: Фолиант. – 2011. I бөлім: Құрылымды өзгертпей өңдеу процестері. -504 б.

2. Омарәлиев Т.Мұнай мен газды өңдеудің химиясы және технологиясы: - Астана: Фолиант. – 2011. II бөлім: Құрылымды өзгертіп өңдеу процестері. -344 б.

3. Бишімбаева Г.Қ. Мұнай және газ химиясы мен технологиясы. – Алматы: Бастау, 2007.-242 с

4. Серіков Т.П., Ахметов С.А. Мұнай мен газды терең өңдеу технологиясы: оқұлық: 3-томдық – Атырау мұнайй және газ институты. – 2005

5. Надиров Н.К. Высоковызкие нефти и природные битумы. Т. 1-5. – Алматы.: Гылым, 2001.

6. Туманян Б.П. Практические работы по технологии нефти. – М.: «Техника» ТУМА ГРУПП, 2006. – 106с.

7. Умергалин Т.Г. Методы расчетов основного оборудования нефтепереработки и нефтехимии. – Уфа.: Нефтегазовое дело. 2007-236 .

8. Дауренбек Н.М., Еркебаева Г.Ш., Калдыгозов Е.К. Мұнай мен газ технологиясы және мұнай химиясы бойынша мысалдар мен есептер Оқу құралы Шымкент: М. Әуезов атындағы ӨҚМУ, 2009. – 142б.

9. Капустин В.М. Технология переработки нефти. – М.: КолосС. – 2008.-334с.

10. Савельянов В.П. Общая химическая технология полимер. М.: Академкнига, 2007 – 336с.

11. Крыжановский В.К., Кербер М.М., Бурлов В.В., Паниматченко Н.Д.: Производство изделий из полимерных материалов. Санкт-Петербург.: Профессия.2004.-460с.

12. Тасанбаева Н.Е., Абдулхаликова И.Р., Сақыбаева С.А., Бимбетова Г.Ж. «Органикалық заттардың химиялық технологиясы» пәнінен лабораториялық жұмыстардды ұйымдастыру мен өткізуге арналған әдістемелік нұсқаулар.-Шымкент.: М.Әуезов атындағы ОҚМУ, 2010 ж.-88б.

7.1.13 Тасанбаева Н.Е., Абдулхаликова И.Р., Сақыбаева С.А., Бимбетова Г.Ж. «Органикалық заттардың химиялық технологиясы» пәнінен студенттердің өзіндік жұмысын ұйымдастыру бойынша әдістемелік нұсқау ( 050721-«Органикалық заттардың химиялық технологиясы» мамандығы үшін) - Шымкент.: М.Әуезов атындағы ОҚМУ, 2010 ж.-56б.

2 Қосымша әдебиет

1. Рудин М.Г., Драбкин А.Е. Краткий справочник нефтепереработчика.-Л.: Химия, 1980. -327с.

2. Вержичинская С.В. , Дигуров Н.Г., Синицие С.А. Химия и технология нефти и газа. М.: ФОРУМ-ИНФРА-М, 2009.-400с.

3. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа.- Уфа.: Гилем, 2002. -672с.

4. Рябов В.Д. Химия нефти и газа. – М.: ТГУ НиГ им. И.М. Губкина, 2004. -288с.

5. Сериков Т.П. Перспективные технологии переработки нефтей Казахстана. – Алматы.: Гылым, 2001. -276с.
1 бөлім. Көмірсутекті шикізаттарды алғашқы өңдеу технологиясы
1.1 Мұнайды өңдеудің негізгі бағыттары және ғылыми негіздері
ЛК №4. Мұнай және газды өңдеуге дайындау процесінің технологиясы
Дәріс жоспары

1. Табиғи және ілеспе газдардың құрамы

2. Мұнай құрамындағы қоспалар және олардың мұнай тасымалдауда және өңдеуде беретін әсері

3. Газдың құрамындағы күкіртті жою және кептіру

4. Мұнайды дегазациялау

5. Мұнайды тұрақтандыру

6. Мұнайды сұрыптау

7. Мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру

8. Сусыздандыру процесінің теориялық негізі
1. Табиғи және ілеспе газдардың құрамы

Ілеспе мұнай газдары - бұл мұнайды алған кезде ілесп жүретін және оны өндіру кезінде бөлінетін табиғи газдар. Тегін газ ілеспе мұнай газдардың тән ерекшелігі олардың құрамында сонымен бірге метаннан басқа, этан, пропан, бутан және ауыр көмірсутектерінің булары болуы табылады. Көптеген ілеспе мұнай газдар құрамында күкіртті сутегі және жанғыш емес компоненттері бар: ол, азот, көмірқышқыл газы және сирек газдар – Не, Ar. Соңғысы өнеркәсптерге аса пайдасы жоқ мөлшерде болады.

Мұнай және газ жер қыртысының бөлігінде («тұзақтары») жинақталады, ол жерде физикалық және геологиялық жағдайлар ұзақ мерзімді сақтау үшін қолайлы болып табылады. Мұнай қабаттарында мұнайға ілесп шығатын газ ерітілген түрінде (ауыр көмірсутектер) немесе газ «қақпағын» түзіп мұнай үстінде орналастырылуы мүмкін. Мұнай үстіндегі немесе жоғарыда орналастырылған қоймаларда тасымалданып жүрген бос газдардың құрамы мұнай ерітілген газдардың құрамынан қатты ерекше болуы мүмкін. Оның өндіру кезінде мұнайдан босатылған ілеспе мұнай газдарының құрамы сол жерде өндірілетін газ топтарының құрамы бос газдардың құрамынан ерекше болады. Ауыр көмірсутектердің ерігіштігінің әсері бірдей мұнай ұңғымасынан алынған сынамалардың газ құрамындағы жиі байқалатын айырмашылықтармен ұғындыруға болады.

Газдар құрамы сынама алу жағдайларына, газ ұңғымасында орналасқан қысымына, ұңғымадан алынған бос газдың, және ұңғымадан көтерген кездегі мұнайдан бөлінген сынамадағы қатынасына қатты тәуелді болады. Осыған байланысты, сол ауданда алынған газдардағы ауыр көмірсутектердің мөлшері мен құрамы, айтарлықтай ауытқуы бар екенін көрсетеді. Бұл сондай-ақ, жақсы еритін HS және CO газдарға да қатысты. Скважина арқылы пластыны ашқан кезде алдымен газ газ қақпағын ретінде фонтан сияқты шығады, кейін қысымның төмендеуіне қарай мұнайда еріген газ бөліне бастайды. Кейбір жағдайларда газ мұнда толығымен ерітілген кезде, ол мұнаймен бірге өндіріледі.

Табиғи газдар - жер қойнауында қамтылған газдар, және жер атмосферасындағы газдар. Табиғи газдар жер асты және жер үсті суларында және мұнайда ішінара ерітілген, көмір және кейбір сазды жыныстармен сіңірілген. Табиғи газдар жер қойнауынан газ жүретін пластылармен байланысты жанартаулық қызмет әсерінен тектоникалық сынықтар арқылы бөлінеді, және минералды көздерімен шығарылады. Табиғи газдарды биохимиялық, вулканикалық, метаморфтық, әуе және химиялық деп тегіне байланысты, және радиоактивті газдар мен термоядролық процестер газдар деп бөлуге болады.



Биохимиялық газдар - органикалық заттардың трансформациясы, сульфаттар және басқа да пайдалы минералды тұздар тотықсыздану кезінде түзілетін бактериялық өнімдері. Осы процестердің нәтижесінде CH, C2H4, H, H2S, CO, N түзіле алады.

Жанартау (вулканикалық) газдар, атқылауы кезінде жер астынан шығады, балқыған магманың ерітілген, және жоғары температурада су буының әсерінен магма және магма тұқымдарымен жанастыру кезінденыс пайда болады.

Метаморфтық газдар жылу және қысым әсенінен көмір және басқа да тау қазбаларының айналу процесі кезінде пайда болады, құрамында CH, CO, H, әртүрлі көмірсутектер, H2S, CO, және басқалар бар.

Жер қойнаундағы ауалы газдар, құрамында N және инертті газдарболады, ал оның құрамында бос оттегі жоқ.

Қалыпты жағдайында немесе жоғары температурада және қысымда жер қыртысының әр түрлі тереңдігінде болатын химиялық тегі газдары, газ тектес заттардың, сулы ерітінділер және тау жыныстар арасындағы өзара химиялық әрекеттесу нәтижесінде түзіледі. Бұл кезде H, CO, CO2, H2S, N, сонымен бірге CH және басқа да көмірсутектер түзіле алады. Радиоактивті процестер мен термоядролық реакциялар нәтижесінде гелий, аргон, ксенон және басқа да газдар түзіледі.

Табиғи газдарға өздігінен тәуелсіз газ қабатының таужыныстарының жинақталған түрінде немесе мұнай ілеспе газдар, сонымен бірге көмір қабаттарындағы жанғыш газдар жатады. Геохимиялық факторлар әсерінен органикалық заттардың биохимиялық ыдыраумен және соңғысының әры қарай метаморфизм нәтижесінде болуымен туындаған. Сонымен қатар, жанғыш газдар металлдар карбидімен, сондай-ақ CO және H-пен су буының реакцияласу кезінде түзіледі. Газ қоймалары мен көмір қабаттарының негізгі тәуелсіз газы метан болып табылады. Метан қоспағанда Мұнай мен берге еріп шығатын газдар құрамында оның гомологтары болады.


Мұнай құрамындағы қоспалар және олардың мұнай тасымалдауда және өңдеуде беретін әсері

Мұнай құрамындағы зиянды ластаушылар: күкірт-қосылыстары, механикалық қоспалар, тұздар кристалдары, және су құрамында еріген тұзы бар. Мұнайдағы күкірт қосылыстары, әдетте, ластаушы заттар болып табылады. Олар, улы, жағымсыз иісі бар, шайыр тұндыруға ықпал етеді, су қосылыстарында металл интенсивті коррозияға ұшырайды. Осыған байланысты, күкіртті сутек және меркаптандар әсіресе қауіпті. Олар жоғары коррозиялық қабілеті, түсті металды мен темірді бұзады. Сондықтан, мұнай өнімдерінде олардың болуы мүмкін емес.


Присутствие механических примесей объясняется условиями залегания нефтей и способами их добычи.

Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины и других твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке нефтей примеси могут частично оседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса износа аппаратуры.

В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть высокодисперсных механических примесей коагулирует, выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность аппаратов, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность.

Содержание воды. При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей.

В нефти и нефтепродуктах вода может содержаться в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, либо в виде стойкой эмульсии, тогда прибегают к особым приемам обезвоживания нефти.

Образование устойчивых нефтяных эмульсий приводит к большим финансовым потерям. При небольшом содержании пластовой воды в нефти удорожается транспортировка ее по трубопроводам, потому что увеличивается вязкость нефти, образующей с водой эмульсию. После отделения воды от нефти в отстойниках и резервуарах часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии и загрязняет сточные воды.

Присутствуя в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, вода осложняет ее переработку, вызывая коррозию аппаратуры.

Следовательно, вода оказывает негативное влияние как на процесс переработки нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктов и количество ее должно строго нормироваться.

Наличие хлористых и других минеральных солей. Перегонка нефтей, содержащих соли, становится невозможной из-за интенсивной коррозии аппаратуры, а также из-за отложения солей в трубах печей и теплообменниках. В результате могут прогореть печные трубы и возникнуть пожар, непрерывно повышаться давление на сырьевых печных насосах вследствие уменьшения диаметра печных труб и, наконец, полностью прекратится подача сырья в печь.

Основным короддирующим фактором является присутствие хлоридов в нефти. При подогреве нефти до 120 0С и выше в присутствии даже следов воды происходит интенсивный гидролиз хлоридов с выделением сильно короддирующего агента – хлористого водорода HCl.

Гидролиз хлоридов идет согласно следующим уравнениям:

MgCl2 + H2O = MgOHCl + HCl

MgCl2 + 2H2O = Mg(OH)2 + 2HCl

С повышением температуры скорость гидролиза хлоридов значительно увеличивается. Из содержащихся в нефти хлоридов наиболее легко гидролизируется хлористый магний, за ним следует хлористый кальций и труднее всех гидролизируется хлористый натрий.

При перегонке сернистых нефтей сероводород реагирует с железом и образует не растворяемый в воде сульфид железа, который в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и, таким образов, защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия коррозии. Но выделившийся хлористый водород разлагает эту защитную пленку, при этом выделяются новые порции сероводорода и образуется нерастворимое в воде хлористое железо. В результате обнажается поверхность металла и протекает интенсивная сопряженная коррозия сероводородом и хлористым водородом.

Наличие значительного количества минеральных солей в мазутах, которые представляют собой остаток при перегонке нефтей и используются в качестве котельного топлива приводит к отложению солей в топках, на наружных стенках нагревательных труб. Это приводит к снижению теплоотдачи и, следовательно, к снижению коэффициента полезного действия печи.

Таким образом, переработка таких нефтей может осуществляться только после обязательного обессоливания и обезвоживания.
Обессеривание и осушка газа.

Рациональное применение попутного нефтяного газа — это один из наиболее актуальных вопросов для топливно-энергетического комплекса России. Еще до недавнего времени этот попутный газ было принято пускать на факел, сжигая таким образом существенные его объемы. Это делалось ввиду нерентабельности и сложности его транспортировки на установки переработки. На месте утилизировать эти потоки также проблематично из-за нестабильности состава нефтяного газа, а также его относительно небольших объемов.

Превращение попутного нефтяного газа в товарный продукт — это длительный этап, состоящий из ряда последовательных технологических процессов. Одним из важнейших этапов подготовки газа для его дальнейшего использования является процесс обессеривания. В ходе его выполнения необходимо удалить из потока разнообразные химические соединения серы. Это могут быть:

диоксид серы,

сероводород,

сероуглерод,

иные органические соединения, включающие в себя серу.

Их допустимое содержание в потоке газа строго регламентировано действующими стандартами. Именно поэтому обессеривание газов является важным технологическим процессом.


Осушка газа - под осушкой газа специалисты подразумевают процесс, когда из газа или газовых смесей удаляют влагу. Это становится обязательным, если природный газ транспортируют по трубам либо газовые смеси планируют разделять на компоненты с использованием низкотемпературных методов. Благодаря заблаговременной осушке газа газопроводы и оборудование эксплуатируются непрерывно, чему не препятствует образование гидратных или ледяных пробок. Для проводимого осушительного процесса характерен такой показатель, как точка росы.

Осушка газа в промышленности основывается на абсорбции либо адсорбции влаги, что не исключает конденсации влаги, когда газ охлаждается. При первом методе газ направляют в абсорбер, где он контактирует со специальным осушителем (поглотителем) – три или диэтиленгликолем. Процесс основывается на значительной разнице парциальных давлений водяного пара в жидкой фазе и газовой. Осушитель насыщается паром, поступает далее в сепаратор, где и выделяется поглощённый ранее газ. Абсорбционная технология осушки позволяет избавлять от влаги газ, в составе которого присутствуют вещества отравляющие поглотители в автоматическом режиме, достигая при этом точки росы в -70 °С. В свою очередь адсорбционный метод осушки газа основывается на использовании адсорбентов в виде твёрдых грануцеолитов, силикагелей или активированного А12О3, которые поглощают излишки влаги.


Обе технологии отличаются тем, что в первом случае для осушки газа используют жидкие поглотители, а во втором – твёрдые. В то же время и адсорбция, и абсорбция, признаны эффективными и экономически оправданными и успешно предотвращают появление гидратов в магистральных трубопроводах. При этом удаётся добиться оптимального снижения точки росы ниже её минимальных значений, что требуется при транспортировке газа.

К преимуществам жидких сорбентов можно отнести низкую себестоимость процесса осушки, незначительные перепады давления в системах, непрерывность технологии и возможность автоматизации осушки газа, имеющего в составе соединения, способные отравить твёрдые поглотители. К недостаткам жидких сорбентов специалисты относят меньшие по сравнению с твёрдыми поглотителями показатели снижения точки росы и их вспенивание, если газ содержит лёгкие углеводороды. В свою очередь поглотители влаги в твёрдом виде, в качестве которых в газовой промышленности используют чаще других боксит и активированную окись алюминия, отличаются такими преимуществами, как:

- низкие значения точки росы, которые достигают -65°С;

- простота последующей регенерации поглотителя;

- компактность оборудования;

- низкая стоимость установок.


Дегазация нефти — удаление из добываемой нефти растворённых в ней низкомолекулярных углеводородовметана, этана и частично пропана, а также сероводорода, азота и углекислого газа. Проводится с целью сокращения потерь бензиновой фракции от испарения (вследствие увлечения её выделяющимся при снижении давления газом) и обеспечения однофазного транспорта нефти, а также для повышения эффективности работы насосных агрегатов. Осуществляется в промысловых условиях посредством ступенчатого снижения давления поступающей из скважины нефтинефтяных сепараторах) и разделением её (на каждом этапе) на жидкую (нефть, вода) и газовую фазы.

Окончательную дегазацию нефти осуществляют в отпарной ректификационной колонне-стабилизаторе. Здесь выделяются в паровую фазу оставшиеся в нефти растворённые низкомолекулярные углеводороды и компоненты газового бензина. Газопаровая смесь выводится с верха колонны, частично конденсируется в дефлегматоре и поступает в сепаратор, в котором разделяется на жидкую фазу — газовый бензин и газ низкого давления. Последний сжимается компрессором и вместе с газами высокого и среднего давления по газопроводу направляется на газоперерабатывающий завод. Освобождённая от растворённых газов стабильная нефть выводится с низа колонны и по нефтепроводу поступает на нефтеперерабатывающий завод.

Стабилизация нефти - удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества углеводородных газов и лёгких жидких фракций после первичной дегазации. С. н. осуществляется на нефтяных промыслах или на головных перекачивающих станциях. В стабильной нефти содержание растворённых газов не превышает 1—2%. Углеводородные газы направляются на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а стабильная нефть — на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). В установке С. н. (см. рис.) исходная нефть нагревается в теплообменниках до 200—250 °С и поступает в ректификационную колонну (давление 0,2—0,5 Мн/м3), из которой отводятся углеводородные газы и пары лёгкого бензина (газовый бензин) в конденсатор-холодильник, а затем поступают в газосепаратор, откуда несконденсированные газы направляются на ГПЗ, а жидкая фаза частично возвращается в ректификационную колонну для орошения. Остальная часть жидкой фазы проходит теплообменник, где нагревается, а затем поступает в ректификационную колонну (давление 0,8—1,2 Мн/м3). Из колонны углеводородные газы отводятся в конденсатор-холодильник и далее поступают в газосепаратор. Из газосепаратора сверху отводится сухой газ, снизу — сжиженная пропан-бутановая фракция, часть которой возвращается в колонну для орошения, остальное направляется в ёмкость. Из колонн и через теплообменники и холодильники отбираются соответственно стабильная нефть и бензин. Для более полного отбора лёгких фракций колонны снизу нагревают.          Лит.: Гуревич И. Л., Технология переработки нефти и газа, 3 изд., ч. 1, М., 1972.

Сортировка нефти.

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 и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет серность, масляничность смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественных характеристик нефтей в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти.

Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефтей в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.


Обезвоживание и обессоливание нефти - подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды, минеральных солей и механических примесей. При добыче нефти неизбежный ее спутник - пластовая вода (от < 1 до 80-90% по массе), которая, диспергируясь в нефти, образует с ней эмульсии типа "вода в нефти" (дисперсионная фаза-нефть, дисперсная - вода). Их формированию и стабилизации способствуют присутствующие в нефти природные эмульгаторы (асфальтены, нафтены, смолы) и диспергированные механические примеси (частицы глины, песка, известняка, металлов). Пластовая вода, как правило, в значительной степени минерализована хлоридами Na, Mg и Са (до 2500 мг/л солей даже при наличии в нефти всего 1% воды), а также сульфатами и гидрокарбонатами и содержит мех. примеси.

Наличие в нефти указанных веществ и механических примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ): 1) при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии; 2) отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэф. теплопередачи, вызывает сильную коррозию (хлориды Са и Mg гидролизуются с образованием НСl); кроме того, соли и мех. примеси, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах, мазуте и гудроне, ухудшают их качество.

О б е з в о ж и в а н и е нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов-различных ПАВ, которые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды. Однако даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1-0,3% (что технологически затруднительно) из-за ее высокой минерализации остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100-300 мг/л (в пересчете на NaCl), а при наличии в нефти кристаллических солей-еще выше. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, называемой о б е с с о л и в а н и е м. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и последующем отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и механическими примесями.

Первичную подготовку нефти осуществляют на нефтепромыслах обычно термохимическим обезвоживанием в присутствии деэмульгатора при 50-80° С и атм. давлении или при 120-160 °С и давлении до 1,5 МПа. После такой обработки нефть содержит, как правило, до 1800 мг/л хлоридов, до 0,5-1,0 и 0,05% по массе соответственно воды и механических примесей.

В соответствии с требованиями нефтеперерабатывающей промышленности нефть, направляемая на первичную перегонку, должна содержать не более 3 мг/л солей, 0,2 и 0,005% по массе воды и механических примесей (в связи с тенденцией углубления переработки нефти эти показатели м. б. ужесточены). Дополнительную очистку на НПЗ нефти, поступающей с нефтепромыслов, проводят электротермохимическим методом, сочетающим термохимическое отстаивание с электрической обработкой водно-нефтяной эмульсии. Разрушение ее основано на том, что при попадании в переменное электрическое поле капли воды поляризуются и взаимодействуют между собой как крупные диполи. При достаточно близком расстоянии между каплями силы взаимодействия настолько велики, что происходит сближение капель и их коалесценция. Кроме того, вероятность столкновения и слияния капель значительно возрастает из-за броуновского движения и синхронной вибрации их с электрическим полем. Установки для удаления из нефти примесей этим методом называются электрообессоливающими (ЭЛОУ) и, наряду с НПЗ, сооружаются иногда на нефтепромыслах; в последнем случае нефть кроме обезвоживания подвергается также обессоливанию.
Теоретические основы процесса обезвоживания

На большинстве месторождений применяется водонапорный режим добычи нефти, поэтому, поднимаемая на поверхность пластовая жидкость содержит определенное количество воды (от безводной нефти на начальном этапе экплуатации месторождения до 97-98% на конечном).

Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти по 3 причинам:

Первое - пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости.

Со временем стойкость эмульсий повышается. Это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на месторождениях. В последнее время начинает получать широкое распространение закачка реагентов-деэмульгаторов в скважину с целью предотвращения образования эмульсии по пути движения нефти и воды к месту обезвоживания. Хотя подачей реагента не удается полностью исключить эмульгирование воды в нефти, эмульсия в этом случае образуется нестойкая и легко разрушается.

Второе - дополнительные затраты на транспортировку.

Транспорт обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти в несколько раз выше, чем чистой нефти.

Третье - растворенные в воде соли и механические примеси являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов.

Обезвоживание нефти на месторождениях - лишь первый этап ее подготовки к переработке, так как присутствие в нефти воды, солей и механических примесей в тех количествах, которые остаются в нефти после обезвоживания на месторождении, отрицательно сказывается на процессах переработки нефти и на качестве получаемых нефтепродуктов.

Так, например, согласоно требованиям ГОСТ для 1 группы качества содержание хлористых солей номируется до 100мг/л, а в нефти, поступающей на переработку на НПЗ, содержание солей не должно превышать 5-10 мг/л.

Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают. Как правило, процесс обессоливания реализуется на заводах, и поэтому не затронут в рамках данного справочника.

Для того чтобы разрушить эмульсии, в промышленной практике применяются следующие методы:

-механические - фильтрование;

-термические - подогрев и отстаивание нефти от воды, промывка горячей водой;

-электрические - обработка в электрическом поле переменного и постоянного тока;

-химические - обработка различными деэмульгаторами.


1   2   3   4   5   6   7   8   9   10


©dereksiz.org 2016
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет