Google
УКРНЕФТЕМАШ EPC Адрес: пер. Симферопольский 6, ХАРЬКОВ, УКРАИНА. Телефон: +38 (063) 941 40 16. .
НОВОСТИ
EPC all .biz 
Яндекс.Метрика

Обессоливание

ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТИ

В основе процесса обезвоживания лежит разрушение нефтяных эмульсий, которые образуются при добыче нефти за счет закачки воды в пласт. Обезвоженную и обессоленную нефть смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию (но с низкой соленостью), которую также подвергают расслаиванию. Вода очищается на установке и снова закачивается в пласт для поддержания пластового давления и вытеснения нефти. ЭМУЛЬСИИ НЕФТИ с водой, типы ЭМУЛЬСИЙ Нефть и вода нерастворимы друг в друге и образуют эмульсии, часто трудно разделимые.

Эмульсия — это гетерогенная система, состоящая из двух несмешивающихся или малосмешивающихся жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул) диаметром, превышающим 0,1 мкм. Эмульсии с диаметром глобул от 0,1 до 20 мкм считаются мелкодисперсными, 20—50 мкм — средне- и более 50 мкм — грубодисперсными. Различают следующие типы нефтяных эмульсий: нефть в воде (гидрофильная, или эмульсия прямого типа) и вода в нефти (гидрофобная, или эмульсия обратного типа). В первом случае капли нефти распределены в водной дисперсионной среде, во втором — дисперсную фазу образуют капли воды, а дисперсионной средой является нефть. Существует еще так называемая «множественная» эмульсия, когда в глобулах воды содержатся капельки нефти. Она характеризуется повышенным содержанием различных высокодисперсных механических примесей, комочков асфальтенов и других веществ и является трудноразрушимой. Такие эмульсии накапливаются на границе раздела фаз в аппаратах подготовки нефти и могут стать причиной срыва технологического режима. Этот промежуточный слой удаляют в нефтеловушку (поэтому иногда «множественную» эмульсию называют ловушечной) и обычно сжигают. На нефтеперерабатывающий завод поступают эмульсии воды в не¬фти. Поэтому ей и будет уделено наибольшее внимание.

УСТОЙЧИВОСТЬ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

Различные нефти обладают разной склонностью к образованию эмульсии вода—нефть (эмульсионность) и по этому показателю, измеря¬емому в %, они разделяются на три группы. Группы эмульсий вода — нефть Оценка эмульсионности нефти позволяет выбирать оптимальный режим и схему процесса их обезвоживания и обессоливания. При оценке стойкости нефтяных эмульсий к расслоению на фазы следует различать кинетическую и агрегативную устойчивость. Для разбавленных эмульсий при содержании дисперсной фазы менее 3 % кинетическая устойчивость (Ку) эмульсии выражается зависимостью Ку = 1/v, где V — скорость оседания частиц воды.

Скорость оседания капли воды радиусом г под действием силы тяжести может быть найдена по уравнению Стокса v = 2/9*r2(Pв-Pн) /n*g где Pв и Pн — соответственно плотность воды и нефти; n — вязкость жидкой среды; g — ускорение свободного падения. Очевидно, что если размеры капель и разность плотностей воды и нефти незначительны (тяжелая нефть), а вязкость нефти высокая, то скорость оседания капель весьма низкая и эмульсия практически не расслаивается даже в течение длительного времени. Напротив, при большом размере капель, значительной разности плотностей и низкой вязкости нефти расслоение эмульсии идет очень быстро. Поэтому для ускорения процесса разрушения эмульсии наряду с отстоем необходимо подвергать ее другим мерам воздействия, направленным на укрупнение капель воды, увеличение разности плотностей, снижение вязкости нефти.

ПРИРОДНЫЕ СТАБИЛИЗАТОРЫ ЭМУЛЬСИИ ВОДА-НЕФТЬ

Двух- и многофазные дисперсные системы характеризуются наличием поверхности раздела фаз. Чем мельче частицы дисперсной фазы, тем более развита поверхность раздела. Так, в 1%-ной высокодисперсной водонефтяной эмульсии количество глобул воды исчисляется триллионами, а общая межфазная поверхность — десятками квадратных метров. На такой огромной межфазной поверхности адсорбируется большое количество веществ, стабилизирующих эмульсию. Образованию стойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного слоя. Такие слои образуют вещества — природные эмульгаторы. Для эмульсии вода — нефть такими веществами являются асфальтены (А), смолы (С), высокоплавкие парафины (П), а также твердые частицы — механические примеси. Все они формируют «бронирующую» оболочку вокруг глобул воды и мешают их слиянию (коаявсценции). Стабилизаторы нефтяных эмульсий (эмульгаторы) условно могут быть разделены на следующие три типа: Смолисто-асфальтеновый (С + А) /П 3 1,0 Парафиновый (С + А) /П £ 1,0 Смешанный (С + А) /П» 1,0(0,8 — 1,2). Глобулы воды имеют сферическую форму, так как сфера при данном объеме обладает наименьшей поверхностью. Бронирующий слой представляет собой совокупность природных эмульгаторов, которые, находясь в ассоциированном состоянии в силу межмолекулярных взаимодействий между высокомолекулярными соединениями, в свою очередь окружены адсорбционными слоями из смол, полициклических гетероароматических соединений. Все это, вместе взятое, образует, по определению 3. И. Сюняева, сложную структуру, которая схематично представлена на рис. 6.8. При введении в эмульсии определенного типа вещества (деэмульгатора), способствующего образованию эмульсии противоположного типа, расслоение эмульсии облегчается. Наиболее широко в настоящее время используют специально синтезированные неионогенные деэмульгаторы. На рис. 6.9 показана зависимость от температуры расхода деэмульгатора при разрушении эмульсий, стабилизированных природными стабилизаторами различного типа. Видно, что наличие механических примесей независимо от преобладания природных эмульгаторов того или иного типа (парафиновый, асфальтеновый) затрудняет действие вводимого деэмульгатора (что выражается в повышении его расхода). Это обстоятельство делает особенно важной стадию предварительного удаления из нефти механических примесей. Прочность сольватного (стабилизирующего или бронирующего) слоя, в котором сконцентрированы природные эмульгаторы, зависит также от рН водной среды. Оболочки с преобладанием асфальтенов имеют максимальную прочность в кислой среде и минимальную — в щелочной. Кроме того, имеет значение и соотношение количества смол и асфальтенов в сольватном слое: эмульгирующие свойства асфальте- нов лучше в кислой среде, а смол — в щелочной. Поэтому в зависимости от рН водной фазы прочность сольватной оболочки, содержащей смолы и асфальтены в различных соотношениях, различна. Известно, что рН водной среды оказывает значительное влияние на механическую прочность межфазной пленки и стабилизатор эмульсии. Как правило, наименьшая прочность наблюдается при рН выделяемой воды, равном 7—8, т. е. при нейтральной или слабощелочной реакции. Низкое значение рН водной фазы эмульсий некоторых нефтей объясняется наличием в них веществ, имеющих кислотный характер (карбоновые и нафтеновые кислоты, фенолы и др.). Переход этих веществ в водную фазу может привести к тому, что, несмотря на применение высокоэффективных неионогенных деэмульгаторов, в нефти останутся наиболее мелкие капельки соленой пластовой воды.

ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ СТАБИЛИЗАЦИИ И РАЗРУШЕНИЮ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИИ

Одной из важнейших характеристик эмульсии является дисперсность частиц. При отстое эмульсии на промыслах в первую очередь оседают крупные частицы воды с 1ср> 50 мкм. После промысловой подготовки получают обычно мелкодисперсные эмульсии (с размерами частиц воды 0,1—2 мкм). Таким образом, устойчивость эмульсии определяется размерами глобул воды и свойствами армирующего сольватного слоя. Устойчивость к расслоению эмульсии оценивается обычно временем, необходимым для полного отстоя воды, либо количеством воды, выделившейся за определенное время. Устойчивость эмульсии можно характеризовать также удельным расходом химического реагента (деэмульгатора), обеспечивающим выделение 90 % эмульгированной воды при заданных условиях деэмульгации. Для того чтобы снизить устойчивость и ускорить осаждение частиц воды, необходимо укрупнить капли воды, т. е. создать условия для их коалесценции. На размеры частиц влияют, в частности, гидродинамические воздействия на поток нефти, перекачиваемой по трубопроводу (число перекачивающих насосов, число задвижек и других местных со-противлений), которые диспергируют эмульсии, что затрудняет ее последующее расслоение. Важным фактором, влияющим на процесс расслоения, является время «жизни» эмульсии, с увеличением которого толщина и прочность эмульгирующего слоя вокруг капель воды возрастают, что препятствует коалесценции глобул. По этой причине для разрушения необходимо обрабатывать свежую эмульсию непосредственно по мере ее извлечения. Большое значение для эффективного деэмульгирования нефти имеют плотность нефти, ее вязкость, количественный и качественный состав эмульгаторов. Вязкость среды (нефти) может быть уменьшена повышением температуры. Кроме того, повышенная температура в определенной степени снижает прочность сольватного слоя и повышает растворимость. Все это несколько снижает устойчивость эмульсии. Разрушение водонефтяных эмульсий основано на регулировании межфазных явлений в них. Это достигается сочетанием различных факторов воздействия на систему. Широкое применение кислотных и щелочных реактивов для обработки нефтяных эмульсий вызывает зависимость межфазного натяжения от рН среды. Этот показатель влияет на размеры глобул воды и, следовательно, на скорость расслоения эмульсии на две фазы с плоской поверхностью раздела. Изучение модельных систем — 10% — водонефтяных эмульсий, приготовленных на основе различающихся по составу нефти, показало, что при рН 4 и рН 10 происходит диспергирование капелек воды в нефти, а в случае нейтральной среды (рН 7) наблюдается экстремальное повышение размеров глобул воды и соответственно повышения объема выделившейся воды. Таким образом, дополнительным фактором внешнего воздействия на нефтяную дисперсную систему является регулирование рН среды добавлением щелочи (защелачивание), что позволяет в сочетании с другими способами воздействия интенсифицировать процесс обезвоживания и обессоливания нефти.

Основными факторами, определяющими устойчивость эмульсии вода — нефть, являются:

  • физико-химические свойства нефти (плотность, вязкость);
  • концентрация и тип природных эмульгаторов;
  • рН водной фазы;
  • средний диаметр глобул воды;
  • время «жизни» эмульсии;
  • температура.

Целенаправленное воздействие на эти факторы улучшает результаты обезвоживания нефти.

МЕТОДЫ РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

Водонефтяные эмульсии являются весьма стойкими и в большинстве случаев не расслаиваются под действием одной только силы тяжести. Поэтому необходимо создавать условия, при которых возможно укрупнение, слияние глобул воды при их столкновении и выделение из нефтяной среды. Чем благоприятнее условия для передвижения капель, тем легче разрушаются эмульсии.

Эмульсии подвергают различным воздействиям, направленным на укрупнение капель воды, увеличение разности плотностей (движущая сила расслоения), снижение вязкости нефти. Основными методами воздействия являются: подогрев эмульсии (термообработка); введение в нее деэмульгатора (химическая обработка); применение электрического поля (электрообработка). Обычно применяют сочетание ряда методов воздействия на эмульсию. Такое комбинирование обеспечивает наиболее быстрое и эффективное расслоение эмульсии.

На практике применяется в основном сочетание термохимического и электрического способов разрушения эмульсий.

Было установлено, что даже при умеренном повышении температуры до 30—60 °С весьма существенно снижается вязкость нефти, значительно увеличивается разность плотности воды и нефти и, что очень важно, уменьшается прочность защитной пленки, окружающей капельки воды, в результате повышения ее растворимости в нефти и ослабления физических межмолекулярных взаимодействий. Выбор температуры определяется в первую очередь свойствами самой нефти: для легких маловязких нефтей во избежание вскипания нефти применяют более низкие температуры, а для тяжелых — более высокие в сочетании с повышенным давлением. Для таких нефти, как прикамская, мангышлакская, туркменская, оптимальной температурой обессоливания следует считать 100—120 «С. Подогрев до более высоких температур (120—140 °С) можно рекомендовать лишь для некоторых тяжелых и вязких нефтей, образующих устойчивые эмульсии (например, арланской). Давление в электродегидраторах обусловливается давлением паров нефти, гидравлическим сопротивлением участков технологической схемы и др. Нефть при повышенных температурах процесса должна находиться в жидком состоянии, испарение легких фракций недопустимо. В зависимости от свойств нефти давление поддерживается в интервале 0,6-1,8 МПа. Наряду с повышением температуры используют и введение деэмульгатора, который, адсорбируясь на границе раздела, диспергирует и пептизирует скопившиеся вокруг капелек природные эмульгаторы и тем самым резко снижает структурно-механическую прочность бронирующих слоев. Действие вводимого деэмульгатора может быть основано и на адсорбционном вытеснении (замещении) эмульгаторов из сольватного слоя, на химическом взаимодействии с компонентами слоя, на образовании эмульсии противоположного типа (инверсия фаз). При совместном воздействии температуры и деэмульгаторов происходит интенсивное слияние капелек воды в более крупные капли, способные под действием силы тяжести достаточно быстро выпадать в осадок и отделяться от нефти.

Деэмульгаторы — это специально синтезированные химические соединения, к которым предъявляются следующие требования: способность не изменять свойства нефти и не реагировать с молекулами воды; высокая деэмульгирующая способность при малых расходах; простота извлечения из сточной воды, отделенной от нефти; не токсичность, инертность по отношению к оборудованию, невысокая стоимость и доступность. Наиболее широко в промышленности используются поверхностно- активные вещества (ПАВ) — коллоиды (анионактивные, катионактивные и неионогенные, т. е. не образующие ионов в воде). Большое распространение получили неионогенные деэмульгаторы, из которых можно выделить водорастворимые, нефтерастворимые и водонефтерастворимые. К водорастворимым относятся оксиэтилированные жидкие органические кислоты (ОЖК), алкилфенолы (ОП-Ю и ОП-ЗО), органические спирты (неонол, оксанол). Эти вещества на 75—85 % растворимы в воде. К водонефтерастворимым относятся блоксополимеры этилен- и пропиленоксидов (диссольван, проксанолы, сепарол). Они на 30—60 % переходят в дренажную воду. Нефтерастворимые ПАБ образуют в нефти истинные или коллоидные растворы. Они на 10—15 % переходят в воду. К таким деэмульгаторам относятся дипроксамин 157, оксафоры 1107 и 43, прохинор 2258, прогалит. Все эти деэмульгаторы имеют высокую молекулярную массу (1,5—3,0 тыс.), высокую плотность (около 1000 кг/м3) и высокую вязкость (300—1150 мм2/с). Многое делается в России и за рубежом для создания новых более эффективных деэмульгаторов. Замена таких деэмульгаторов, как прогалит, диссольван, широко применявшихся ранее (в 70—80-е годы), деэмульгаторами нового поколения — сепарол, геркулес, кемеликс паров и др. — позволила уменьшить расход реагента с 10—25 до 2—15 г/т. Термохимический метод разрушения эмульсии применяется в сочетании с электрохимическим, т. е. созданием сильного электрического поля. Частота переменного тока равна 50 с-1. С такой же частотой меняется картина деформации капель в электрическом поле, что повышает вероятность их соударения и, следовательно, их коалесценции. С помощью киносъемки было установлено, что в отсутствие электрического поля капельки воды распределяются в нефти хаотически. С подачей напряжения к электродам вид эмульсии изменяется. Капельки воды вытягиваются вдоль силовых линий поля, образуя цепочки, смежные капли сливаются в более крупные, а к ним притягиваются расположенные рядом мелкие капли. Скорость слияния капель зависит от напряженности электрического поля: с повышением напряженности от 1 до 5 кВт/см скорость коалесценции капель возрастает в десятки раз. При этом в неоднородном переменном электрическом поле она значительно выше, чем в однородном. В электрическом поле капли воды поляризуются, вытягиваются, защитные пленки разрушаются. При частой смене полярности электродов (50 раз в секунду) увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения, в результате чего возрастает скорость осаждения глобул воды и расслоения системы. Тепловая обработка эмульсии вызывает ее дестабилизацию в результате повышения растворимости природных эмульгаторов нефти и расплавления бронирующих кристаллов тугоплавких парафинов и асфальтенов. Кроме того, с повышением температуры снижаются вязкость и плотность нефти, что также ускоряет процесс осаждения воды. К тому же повышенные температуры позволяют снижать расход деэмульгаторов. Обычно как оптимальную подбирают такую температуру, при ко¬ торой вязкость нефти составляет 2—4сСт. Многие нефти достаточно хорошо обезвоживаются и обессоливаются при 70—90 °С. Однако следует учитывать, что при повышении температуры приходится повышать давление в аппарате, чтобы обеспечивалось жидкофазное состояние системы. При этом необходимо увеличивать толщину стенок электроде- гидратора. Современные модели электродегидраторов рассчитаны на давление до 1,8 МПа. Наряду с обезвоживанием необходимо глубокое обессоливание нефти. Для этой цели используют промывку нефти свежей пресной водой, которая не только вымывает соли, но и оказывает гидромеханическое воздействие на эмульсию, турбулизирует поток. При этом подается до 1 % пресной воды и 4—5 % рециркулирующей, уже использованной воды. С целью сокращения потребления пресной промывной воды и снижения объема соле- и нефтесодержащих стоков рекомендуется применение схемы промывки нефти с повторным использованием промывной воды со ступени на ступень и ее рециркуляции внутри ступеней. Это позволяет получить значительную экономию и повысить экологические показатели процесса. Число ступеней (1, 2 или 3) обессоливания нефти определяется свойствами исходной эмульсии и содержанием в ней солей. Сочетание указанных методов позволяет достигать глубокого обезвоживания и обессоливания нефти.

ТЕХНОЛОГИЯ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ

Как уже отмечалось, основная масса промысловой воды и растворенных в ней солей, а также механические примеси отделяются на промыслах. Окончательное же обезвоживание и обессоливание проводят на НПЗ на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Основными аппаратами этих установок являются электродегидраторы.

ТИПЫ И РЕЖИМ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРОВ

Существуют различные конструкции электродегидраторов, различающиеся по форме, габаритам и внутреннему устройству. Независимо от конструкции электрическое поле в них создается между подвешенными примерно на половине высоты аппаратов горизонтальными электродами, к которым подводится высокое напряжение 33—44 кВт Расстояние между электродами в зависимости от конструкции аппарата колеблется в пределах 120—400 мм, напряженность электрического поля — в пределах 1 —3 кВт /см. Водонефтяную эмульсию вводят либо в зону электрического поля, т. е. в межэлектродное пространство, либо ниже этой зоны под электроды. Обезвоженная нефть выводится из верхней части электродегидратора, выделившаяся из нефти вода — из нижней. В нашей стране эксплуатируется несколько типов электродегидраторов: вертикальные объемом 30 м3 (разработаны еще в середине 40-х годов, устаревшие); шаровые ЭДШ-600 объемом 600 м3 (разработаны в 50-е годы); они вошли в состав установок ЭЛОУ, совмещенных с установками первичной перегонки нефти; горизонтальные типа 2ЭГ-160 объемом 160 м3, разработанные ВНИИ- нефтехимом в 60-е годы XX века и вошедшие в состав крупных блоков ЭЛОУ мощностью 6 и 8 млн т/год на комбинированных установках ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ. Хотя производительность шаровых электродегидраторов (рис. 6.10) в десятки раз превышает производительность вертикальных, поскольку имеют большой объем, они имеют ряд недостатков. Главный из них — невозможность их установки перед AT и АВТ, так как эти дегидраторы рассчитаны на сравнительно низкое давление 0,6—0,7 МПа. Строить их с учетом более высокого давления сложно и дорого. Даже при таком низком расчетном давлении толщина стенки шаровых электродегидраторов из-за большого их диаметра (10,5 м) велика — 24 мм. При более высоком давлении толщина будет еще больше. Основным фактором, лимитирующим производительность электродегидраторов, является линейная скорость подъема нефти. Скорость движения нефти вверх не должна превышать скорость оседания диспергированных в ней капель, поскольку в противном случае они будут увлекаться потоком нефти и вместе с ней уходить в верхнюю часть электродегидратора. Обычно линейная скорость движения нефти в токе электродов составляет 7—8 м/ч. В табл. 6.6 сопоставляются технические характеристики шарового и горизонтального электродегидраторов. Из приведенных данных видно, что при одинаковой скорости удельная производительность горизонтальных электродегидраторов гораздо выше, чем шаровых. Все это привело к широкому распространению горизонтальных электродегидраторов, различающихся лишь конструкцией зон ввода эмульсии. На рис. 6.11 представлен поперечный разрез горизонтального электродегидратора типа 1ЭГ-160 (2ЭГ-160). Нефтяная эмульсия поступает в аппарат через распределитель — маточник, расположенный горизонтально в нижней части аппарата по всей его длине. Нефть движется вверх через слой отстоявшейся воды (уровень которой поддерживается выше маточника) и перемещается все выше, проходя сначала зону слабого электрического поля — между нижним электродом и зеркалом воды, затем через зону сильного электрического поля между двумя электродами и, наконец, через зону между верхним электродом и расположенным вверху маточником сбора обработанной нефти. Благодаря расположению и конструкции ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата. Основная масса содержащейся в нефти воды выделяется в пространстве под нижним электродом. Остальная часть воды, находящейся в нефти в виде мельчайших капелек, выделяется из нее в зоне между электродами. Фирмы США выпускают электродегидраторы нового поколения, более эффективные и производительные. Так, например, фирма Ре1гесо поставляет на НПЗ аппараты с системой горизонтального двойного распределения водонефтяной эмульсии. Фирма НАТСО разработала и широко внедряет электродегидратор, реализующий принципиально новую технологию. Это электродинамический электродегидратор двойной полярности (ЕОО), в котором обработка эмульсии осуществляется последовательно в поле переменного и постоянного тока. Применение этого принципа, а также таких усовершенствований, как композитные электроды, оптимизация количества электричества, повышение эффективности смешения воды с нефтью (в том числе и внутри аппарата) и т. п., значительно улучшают результаты процесса, повышают удельную производительность аппарата (в 2—3 раза по сравнению с электродегидраторами конструкции ОАО «ВНИИнефтемаш», применяемыми на большинстве ЭЛОУ российских НПЗ). Так, использование дегидраторов двойной полярности вместо традиционных горизонтальных при несколько больших объемах в ряде случаев позволяет сократить число аппаратов с 6—12 до 2—4. В табл. 6.7 приведены данные, полученные при обессоливании трех типичных нефтей (западносибирской — сернистой, арланской — тяжелой высокосернистой и мангышлакской — высокопарафинистой малосернистой) на установках ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторами. Из приведенных данных видно, что даже при максимальных расходах деэмульгатора (25 г/т) тяжелая высокосернистая арланская нефть содержит значительно большее количество остаточных солей (10— 15 мг/л) по сравнению с двумя другими. Это объясняется высокой устойчивостью нефти с большим содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, природных эмульгаторов, которые формируют высокопрочные сольватные слои вокруг глобул воды. На рис. 6.12 приведена принципиальная схема ЭЛОУ с двухступенчатым обезвоживанием и обессоливанием нефти. Сырая нефть насосом прокачивается через теплообменники, тепловые подогреватели и с температурой 110—120 °С поступает в электро- дегидратор I ступени. Перед сырьевым насосом в нефть вводится деэмульгатор, а после паровых подогревателей — раствор щелочи. Введение раствора щелочи для нефтей с низким значением рН содержащейся в них воды необходимо для обеспечения нейтральной среды, что положительно влияет на эффективность процесса. Кроме щелочи и деэмульгатора в нефть добавляется отстоявшаяся вода, которая отводится из электродегидратора II ступени и закачивается в инжекторный смеситель. Предусмотрена также подача свежей воды в количестве 5— 10 % (мае.) на нефть. В смесителе нефть равномерно перемешивается со щелочью и водой. Нефть поступает вниз электродегидратора через трубчатый распределитель. Обессоленная нефть выводится из электродегидратора сверху через коллектор. Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через дренажные коллекторы в канализацию или в дополнительный отстойник (в случае нарушения процесса отстоя в дегидраторе). Из электродегидратора I ступени сверху не полностью обезвоженная нефть поступает в электродегидратор II ступени, с верха которого обессоленная и обезвоженная нефть отводится с установки в резервуары, а на комбинированных установках нефть нагревается и подается на установку атмосферной перегонки. Подача деэмульгатора, в зависимости от природы нефти и типа де- эмульгатора, производится иногда в несколько точек технологической схемы. Это объясняется тем, что часть поданного деэмульгатора адсорбируется на диспергированных в нефти твердых частицах, что снижает его деэмульгирующую способность. Поэтому для нефти с высоким содержанием парафинов, смолисто-асфальтеновых веществ и механических примесей целесообразна подача деэмульгатора еще и перед электродегидратором. При этом количество деэмульгатора может вдвое превышать его первоначальную подачу в сырье перед сырьевым насосом. Такое дифференцированное распределение деэмульгатора применяется в тех случаях, когда он расходуется в минимально требуемых количествах — обычно около 5 г/т. Основными технологическими параметрами процесса электрообессоливания нефти являются температура, давление, расход промывной воды, расход деэмульгатора, а также удельная производительность электродегидраторов. Процесс обессоливания нефти связан с большим потреблением воды. Для сокращения расхода пресной воды и, следовательно, количества стоков пресную воду подают только на последнюю ступень, а затем повторно используют дренажную воду последующей ступени для промывки нефти в предыдущей. Дальнейшее сокращение расхода пресной воды может быть достигнуто за счет повторного использования воды не только со ступени на ступень, но и внутри ступеней, т. е. при рециркуляции дренажной воды. На НПЗ обычно используют технологические конденсаты, обратную воду и др., т. е. применяется замкнутый цикл водооборота. Все сточные воды НПЗ, содержащие неорганические соли и загрязнения, должны выпариваться на специальных установках термического обезвоживания стоков (УТОС) до сухого остатка. Полученный водный дистиллят используется для промывки нефти на ЭЛОУ, а твердый остаток неорганических солей пока еще не нашел применения и подвергается захоронению в специальных емкостях. На современных ЭЛОУ обеспечивается остаточное содержание солей в нефти 3—5 мг/л. На многих заводах проведена работа по уменьшению расходных показателей, в частности деэмульгатора. В результате его расход сократился до 5—10 г/т без ущерба для качества обессоливания.

Comments are closed.

разработка сайта: Рябченко Вадим