Стабилизация нефти — раздел Химия, Первичная подготовка нефти Стабилизация Нефти. Даже После Многоступенчатой Промысловой Сепарации В Нефти…
Стабилизация нефти. Даже после многоступенчатой промысловой сепарации в нефти остается весьма значительное количество углеводородов С1-С4. Значительная часть этих углеводородов может быть потеряна при перекачках из резервуара в резервуар, при хранении и транспортировке нефти.
Вместе с газами теряются ценные легкие бензиновые фракции. Чтобы ликвидировать потери газов и легких бензиновых фракций, предотвратить загрязнение воздуха, уловить ценные газообразные компоненты, необходимо максимально извлечь углеводороды С1-С4 из нефти перед тем, как отправить ее на нефтеперерабатывающие заводы.
Эта задача решается на установках стабилизации нефти, расположенных обычно в непосредственной близости от места ее добычи. Методы стабилизации нефти могут быть различными. Для большинства нефтей стабилизация производится на установках с применением ректификации. Схема типовой стабилизационной установки приводится на рис. 2. Нефть, поступающая с промысловых установок сепарации, проходит через теплообменники Т-1, где подогревается уже стабилизированной нефтью, и паровые подогреватели Т-2. Подогретая нефть поступает в ректификационную колонну-стабилизатор К 1. Уходящие с верха стабилизатора легкие углеводороды конденсируются в конденсаторе холодильнике ХК-1 и поступают в емкость Е-1. С верха стабилизатора уходят углеводороды от С1 до С5 включительно.
При охлаждении оборотной промышленной водой в конденсаторе-холодильнике конденсируется не весь продукт, уходящий с верха колонны. Поэтому в емкости Е-1 происходит разделение смеси, поступившей из конденсатора, на газ и жидкость.
Газ из Е-1 направляется в топливную сеть. Жидкий продукт — газовый конденсат частично возвращается в колонну К-1 в качестве орошения, а балансовое количество Балансовым называется то количество продуктов, которое образуется в соответствии с материальным балансом технологической установки. выводится со стабилизационной установки и передается на центральные газофракционирующие установки ЦГФУ . Эти установки предназначаются 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 доохлаждается в холодильнике. Необходимое для ректификации тепло подводится в нижнюю часть стабилизационной колонны через трубчатую печь. Содержание газа углеводородов С1 — С4 в стабильной нефти составляет 0,8-1,5 . 1.3. Нефтяные эмульсии При добыче нефти ее почти всегда сопровождает пластовая буровая вода. В 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 действием 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, гидролизуются 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 хлористых солей 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 дегазацией 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. 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 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. А вместе с водой в нефть попадают и минеральные соли, которые вызывают коррозию нефтеперегонной аппаратуры.
Эмульсией называется такая система двух взаимнонерастворимых 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 защелачивании, 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 по внешнему виду представляют собой густые мазеобразйые 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 вводе 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 20-50 дн см. 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 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-активяого 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 микрона 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 адсообционного 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 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 парафина-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. 1.4.
Все темы данного раздела:
Дегазация нефти. Нефть, добываемая из земных недр, как правило, содержит газ, называемый попутным. На каждую тонну добытой нефти приходится 50-100 м3 попутного газа. Перед транспортировкой и подаче
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 капе
Обессоливание нефтей. При глубоком обезвоживании некоторых нефтей, в пластовой воде которых содержится мало солей, происходит почти полное их удаление. Однако большинство нефтей нуждается в
Основные виду электрообессоливающих установок. Главным аппаратом установки является электродегидратор — емкость, снабженная электродами, к которым подводится переменный ток высокого напряжения. В э
Характеристика исходного сырья. Добываемая из скважин эмульсия представляет собой многофазную систему, состоящую из нефти, пластовой воды и попутных нефтяных газов. Нефть представляет собой
Описание технологической схемы. Технологический процесс установки подготовки нефти УПН осуществляется по следующей схеме рис 8 . Частично обезвоженная нефть с обводненностью до 20 , температурой 35
Резервная схема работы. Нефть с установки УПСВ Б поступает в буферные емкости БЕ1-БЕ2. В поток нефти перед буферными емкостями подается дозируемый расход реагента-деэмульгатора рис. 9 . Буферные ем
Схема приготовления и закачки реагента-деэмульгатора. Для подачи реагента-деэмульгатора в поток нефти на установке УПН используются четыре блока БР-25-УI , оборудованные емкостями объемом V 6 м3 дл
Освобождение аппаратов от продуктов и установка заглушек. Освобождение от нефти сепараторов С1-С3, электродегидраторов ЭГ1-ЭГ2, буферных емкостей БЕ1-БЕ2, насосов ЦНС 300х120 1- 5 для проведения ре
Общая характеристика цеха УПН. Годы строительства I очередь- 1987-1988 гг. II очередь — 1989-1990 гг. Годы ввода в эксплуатацию I очередь — 1989 г. II очередь — 1990 г. Строительство осуществлялось
Нормы технологического режима работы УПН. Нормы технологического режима работы установки подготовки нефти определены документами входящими в состав регламента. Нормы включают в себя все условия раб
Порядок пуска и остановки УПН. Пуск установки УПН осуществляется в следующем порядке открывается вход жидкости в сепараторы С1-С3 открывается выход газа из сепараторов С1-С3 на факел ФНД. Происходи
Основные правила безопасного ведения технологического процесса. Выполнение следующих правил безопасного ведения процесса, связанных с ним работ исключает возможность аварии, взрывы, пожары, травмир
Мероприятия по охране окружающей среды. С целью максимального сокращения вредных выбросов в окружающую среду на установке предусмотрены следующие мероприятия 1. Технологическая схема подготовки неф
Условия расчета. Рассчитать и сконструировать горизонтальный электродегидратор со следующими технологическими параметрами производительность по жидкости 350 кг час рабочее давление 0,8 Мпа Определи
Продукция установки УПН. Товарной продукцией цеха подготовки, перекачки нефти является подготовленная нефть. В зависимости от степени подготовки устанавливаются I,II,III группы нефти.
Материальный и тепловой балансы. Основой материального баланса является закон сохранения материи, согласно которому количество материала, поступающего в процесс приходные статьи материального балан
Список сокращений. БЕ — буферная емкость. 2. БР — блок подготовки и закачки реагента. 3. БРХ — блок реагентного хозяйства. 4. ГС — газосепаратор. 5. ДНС — дожимнонапорная станция. 6. ЕП — емкость п
Список использованных источников. Эрих В.Н Расина М.Г Рудин М.Г. Химия и технология нефти и газа. Ленинград, Химия , 1972. 2. Скобло А.И Трегубова И. А Егоров Н.Н. Процессы и аппараты, нефтеперераб
