Лекция №20 ОБЕССОЛИВАНИЕ НЕФТЕЙ НА НПЗ

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.

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 Petreco поставляет на НПЗ аппараты с системой горизонтального двойного распределения водонефтяной эмульсии. Фирма NATCO разработала и широко внедряет электродегидратор, реализующий принципиально но­вую технологию. Это электродинамический электродегидратор двой­ной полярности (EDD), 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.

1 — штуцер ввода сырья; 2 — нижний распределитель; 3 — ниж­ний электрод; 4— верхний электрод; 5— верхний сборник обессоленной нефти; 6—штуцер вывода обессоленной нефти; 7—штуцер проходного изолятора; подвесной изолятор; 9— дренажный коллектор; 10— штуцер вывода соленой воды

В связи с продолжающимся укрупнением и комбинированием тех­нологических установок и широким применением каталитических про­цессов требования к содержанию хлоридов металлов в нефтях, поступа­ющих на переработку, неуклонно повышаются. При снижении содержа­ния хлоридов до 5 мг/л из нефти почти полностью удаляются такие металлы, как железо, кальций, магний, натрий и соединения мышьяка, а содержание ванадия снижается более чем в 2 раза, что исключительно важно с точки зрения качества реактивных и газотурбинных топлив, нефтяных коксов и других нефтепродуктов. На НПЗ США еще с 1960-х гг. обеспечивается глубокое обессоливание нефти до содержания хлоридов менее 1 мг/л и тем самым достигается бесперебойная работа установок прямой перегонки нефти в течение двух и более лет. На современных отечественных НПЗ считается вполне достаточным обессоливание неф­тей до содержания хлоридов 3-5 мг/л и воды до 0,1 % мае.

Чистая нефть, не содержащая неуглеводородных примесей, особен­но солей металлов, и пресная вода взаимно нерастворимы, и при отста­ивании эта смесь легко расслаивается. Однако при наличии в нефти таковых примесей система нефть-вода образует трудноразделимую нефтяную эмульсию.

Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух взаимно мало- или нерастворимых жидкостей, в которых одна диспергирована в другой в виде мельчайших капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, является дисперсионной средой, а диспергиро­ванная жидкость — дисперсной фазой.

Различают два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде (Н/В) — гидрофильная и вода в нефти (В/Н) — гидрофобная. В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором — капли воды образуют дисперсную фазу в нефтяной среде.

Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями на границе раздела фаз дисперсной системы, прежде всего поверхностным натяжением — силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности.

Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмуль­сий, называются эмульгаторами; вещества, разрушающие поверхност­ную адсорбционную пленку стойких эмульсий — деэмульгаторами.

Эмульгаторами обычно являются такие полярные вещества нефти, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные органические примеси.

Разрушение нефтяных эмульсий применением деэмульгаторов,

представляющих собой синтетические ПАВ, обладающих по сравнению с содержащимися в нефтях природными эмульгаторами более высокой поверхностной активностью, может быть результатом:

1) адсорбционного вытеснения с поверхности глобул воды эмуль­гатора, стабилизирующего эмульсию;

2) образования нестабильных эмульсий противоположного типа;

3) химического растворения адсорбционной пленки.

Электрообработка эмульсий заключается в пропускании нефти че­рез электрическое поле, преимущественно переменное промышленной частоты и высокого напряжения (15-44 кВ.). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, и при частой смене полярности электродов (50 раз в секунду) увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения, и в итоге возрастает ско­рость осаждения глобул с образованием отдельной фазы. Применительно к конкретному типу эмульсий целесообразно подбирать оптимальные размеры электродов и расстояния между ними. Количе­ство оставшихся в нефтях солей зависит как от содержания остаточной воды, так и от ее засоленности. Поэтому с целью достижения глубокого обессоливания осуществляют промывку солей подачей в нефть опти­мального количества промывной (пресной) воды.

Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до опти­мальной для данной нефти температуры (60-150 °С) в зависимости от ее плотности, вязкостно-температурной характеристики, типа эмульсии и давления в электродегидраторе или отстойнике термохимического обезвоживания. Повышение температуры до определенного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования: во-первых, дестабилизации эмульсий в результате повышения раство­римости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов и, во-вторых, возрастанию скорости осаждения капель воды в результате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора.

На технико-экономические показатели ЭЛОУ влияют также интен­сивность и продолжительность перемешивания эмульсионной нефти с раствором деэмульгаторов.

Основным аппаратом ЭЛОУ является электродегидратор, где, кро­ме электрообработки нефтяной эмульсии, осуществляется и отстой (осаждение) деэмульгированной нефти, т.е. он является одновременно отстойником. Среди применяемых в промысловых и заводских ЭЛОУ различных конструкций (вертикальных, шаровых и горизонтальных) более эффективными оказались горизонтальные электродегидраторы.

1 — насос сырой нефти; 2— насос подачи воды; 3— насос подачи деэмульгатора; 4 — тепло­обменники нагрева нефти; 5 — смесительные клапаны; 6— емкость отстоя дренажной воды; 7,8— электродегидраторы /и //ступени соответственно;

/—сырая нефть; //— обессоленная и обезвоженная нефть; ///—промывная вода; IV— де­эмульгатор

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 pH 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 де­эмульгатора, 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 нефтей с высоким со­держанием парафинов, смолисто-асфальтеновых веществ и механиче­ских примесей целесообразна подача деэмульгатора еще и перед элект- родегидратором. 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 электрообес- соливания 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 во- дооборота.

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.

Типовая схема ЭЛОУ, используемой на нефтеперерабаты­вающих заводах, представлена на рис. 3.3.

В блоке электрообессоливания можно выделить четыре зоны обессоливания. В первой зоне нефть смешивается со свежей промывной водой и деэмульгатором. Интенсивность смешения должна быть такой, чтобы промывная вода диспергировалась до такого же распределения капель, как и пластовая, иначе про­мывная вода будет осаждаться в первую очередь, и эффект раз­бавления пластовой воды не будет достигнут. Наибольшее рас­пространение на установках ЭЛОУ получили смесители двух ти­пов: инжектор и смесительный клапан. В качестве промывной воды используется речная вода или технологические конденса-

ты; содержание солей в промывной воде не должно быть бо­лее 1 мг/л. Во второй зоне происходит отстой наиболее крупных капель вновь образовавшейся эмульсии, а в третьей зоне под действием электрического поля интенсифицируются столкнове­ние и слияние мелких капель. Укрупненные капли опускаются в третью зону. В четвертой зоне происходит дополнительный от­стой капель, выведенных из второй зоны поднимающимся пото­ком нефти.

В поток нефти I насосом-дозатором 1 подается деэмульгатор. Насосом 2 нефть прокачивается через теплообменники 3, где подогревается дистиллятами с установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти до температуры 80—120 °С. После теплообмен­ников в нефть добавляется раствор щелочи V, чтобы довести pH воды до 7,0—7,5. Подача раствора щелочи необходима для по­давления сероводородной коррозии и нейтрализации неоргани­ческих кислот, попадающих в нефть при обработке скважин ки­слотными растворами. Расход щелочи для повышения pH воды на единицу составляет Юг/т.

В инжекторном смесителе 4 нефть перемешивается с раство­ром щелочи и циркулирующей водой VII, и смесь подается в ниж­нюю часть электродегидратора первой ступени 5 через трубчатый распределитель с перфорированными горизонтальными отвода­ми. Обессоленная нефть VI выводится из электродегидратора сверху через коллектор, конструкция которого аналогична рас­пределителю. Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему се­чению аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через дренажные коллекторы или отстойник 7 (из отстойника вода возвращается в процесс). Часть воды из отстойника сбрасывается в заводскую ка­нализацию, что необходимо для снижения концентрации солей. Убыль воды восполняется подачей воды со второй ступени.

Из электродегидратора 5 сверху не полностью обезвоженная нефть поступает под давлением в электродегидратор второй сту­пени 11. Перед этим электродегидратором нефть смешивается со свежей водой IV в диафрагмовом смесителе 9. Вода для промыв­ки предварительно подогревается до температуры 65—70 °С. Обессоленная и обезвоженная нефть III из верхней части элек­тродегидратора 11 второй ступени отводится с установки.

Деэмульгаторы (преимущественно неионогенные, например, блоксополимеры пропилен- и этиленоксидов с пропиленглико- лем, оксиэтилированные алкиламины и фенолы, оксиэтилиро-

ванные жирные кислоты) вытесняют нефть из поверхностного слоя капель воды, образуя гидрофильный абсорбционный слой без структурно-механической прочности. На установках элек- трообессоливания применяют деэмульгаторы как водораствори­мые, так и нефтерастворимые. Последние предпочтительнее, так как они в меньшей степени вымываются водой и не загрязняют сточные воды. Кроме того, нефтерастворимые деэмульгаторы легче попадают на поверхность раздела фаз разрушаемой эмуль­сии и в силу этого являются более эффективными.

Обычно деэмульгаторы подают в нефть только на первую ступень, на вход сырьевого насоса. При применении водораство­римых деэмульгаторов такая схема подачи не является опти­мальной, так как деэмульгатор на каждой ступени частично рас­творяется в дренажной воде, и его содержание в нефти может оказаться недостаточным для разрушения эмульсии. В связи с этим для обеспечения нормальной работы всех ступеней де­эмульгатор подают с большим избытком, что увеличивает затра­ты на обессоливание.

Водорастворимые деэмульгаторы применяют в виде 1—2%-ных водных растворов. Нерастворимые в воде деэмульгаторы применя­ют в товарном виде и подают в нефть без разбавления.

Основными параметрами, расчет и оптимизация которых требуется при проектировании ЭЛОУ, являются:

• температура;

• давление;

• тип и расход деэмульгатора;

• число ступеней электрообессоливания;

• расход промывной воды и ее распределение между ступе­нями;

• конструкция и размер электродегидратора.

Параметры электрообессоливания должны быть выбраны та­кими, чтобы максимально интенсифицировать три основные стадии процесса — столкновение, слияние (укрупнение) и осаж­дение капель воды.

Поиск по сайту: