СНИЖЕНИЕ СОЛЕСОДЕРЖАНИЯ НЕФТИ ПРИ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТИ В УСТАНОВКЕ ЭЛОУ-АВТ

АННОТАЦИЯ

В связи с продолжающимся укрупнением и комбинированием тех­нологических установок и широким применением каталитических про­цессов требования к содержанию хлоридов металлов в нефти, посту­пающей на переработку, неуклонно повышаются. При снижении содер­жания хлоридов из нефти почти полностью удаляются такие металлы, как железо, кальций, магний, натрий и соединения мышьяка, а содержание ванадия снижается. Снижение выше указанных солей достигается путём замены действующей технологической схемы на предлагаемую в статье схему.

ABSTRACT

In connection with the ongoing enlargement and combination of technological units and the widespread use of catalytic processes, the requirements for the content of metal chlorides in oil supplied for processing are steadily increasing. With a decrease in the chloride content, metals such as iron, calcium, magnesium, sodium and arsenic compounds are almost completely removed from the oil, and the vanadium content decreases. The reduction of the above mentioned salts is achieved by replacing the current technological scheme with the scheme proposed in the article.

Ключевые слова: ЭЛОУ-АВТ, нефть, солесодержание, хлориды, очистка, технологическая схема.

Keywords: EDI-AVT, oil, salinity, chlorides, purification, technological scheme.

В последние годы проводится последовательная работа по всестороннему развитию топливно-энергетического сектора и диверсификации источников энергии, что является важным фактором удовлетворения постоянно растущего спроса на энергоносители.

В то же время неэффективность геологоразведочных работ, реализации инвестиционных проектов и ценообразования привели к неадекватным поставкам энергоресурсов экономике и населению республики, а также ухудшению финансового положения нефтегазовой отрасли.

Содержание солей в нефтях, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы, обычно составляет 500 мг/л, а воды — в пределах 1 % (масс.). На переработку же допускаются нефти, в которых со­держание солей не превышает 20 мг/л и воды 0,1 % (масс.). Требования к ограничению содержания солей и воды в нефтях постоянно возрастают, так как только снижение содержания солей с 20 до 5 мг/л дает значительную экономию: примерно вдвое увели­чивается межремонтный пробег атмосферно-вакуумных установок, сокращается расход топлива, умень­шается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов.[2,6]

Большая часть воды в поступающих на НПЗ нефтях находится в виде эмульсии, образованной капельками воды с преобладающим диаметром 2— 5 мкм. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы туго­плавких парафинов, ила и глины, хорошо смачивае­мых нефтью. С течением времени толщина адсорб­ционной пленки увеличивается, возрастает ее меха­ническая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления на многих про­мыслах в нефть вводят деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют и при термохимическом, и при электрохимическом обезвоживании нефтей. Расход деэмульгаторов для каждой нефти определяется экспериментально — колеблется от 0,002 до 0,005 % (масс.) на 1 т нефти.

Разрушая поверхностную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию (коалесценции) капелек воды в более крупные капли, которые при отстое эмульсии отделяются быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80—120 °С), так как при этом размягчается адсорб­ционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т. е. улучшаются условия для слияния и оседания капель. Следует отметить, что при температурах более 120°С вязкость нефти меняется мало, поэтому эффект действия деэмульга­торов увеличивается незначительно.[3]

Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При воздействии электрического поля ка­пельки воды, находящиеся в неполярной жидкости, поляризуются, вытягиваются в эллипсы с противо­положно заряженными концами и притягиваются друг к другу. При сближении капелек силы притя­жения возрастают до величины, позволяющей сдавить и разорвать разделяющую их пленку. На практике используют переменный электрический ток частотой 50 Гц и напряжением 25—35 кВ. Процессу электро­обезвоживания способствуют деэмульгаторы и повы­шенная температура. Во избежание испарения воды, а также в целях снижения газообразования электро-дегидраторы — аппараты, в которых проводится электрическое обезвоживание и обессоливание неф­тей —работают при повышенном давлении. [1,4]

Электрообессоливающие установки проектируют двухступенчатыми:

в электродегидраторах I ступени удаляется 75—80 % (масс.) соленой воды и 95— 98 % (масс.) солей, а в электродегидраторах II ступени —60—65 % (масс.) оставшейся эмульсион­ной воды и примерно 92 % (масс.) оставшихся солей. Число устанавливаемых электродегидраторов при двухступенчатом обессоливании зависит от объема и качества (т. е. содержания воды, солей и стойкости эмульсий) обрабатываемой нефти, от типа и произво­дительности аппарата. [5]

Аппараты и технологические потоки на двух­ступенчатой обессоливающей установке, действующей на нефтеперерабатывающих заводах показаны на схеме рис.1 [3]

Сырая нефть проходя теплообменники с температурой 110—120 °С поступает в электродегидратор I ступени. Перед насосом  в нефть вводится деэмульгатор, а после подогревателей  — подается раствор щелочи. Кроме того, в нефть добавля­ется отстоявшаяся вода, которая отводится из электродегидратора П ступени и закачивается в инжекторный смеситель. В инжекторном смесителе  нефть равномерно перемешивается со щелочью и водой. Раствор щелочи вводится для подавления сероводородной коррозии для нейтрали­зации кислот, попадающих в нефть при кислотной обработке скважин, а вода — для вымывания кри­сталлов солей.

Из электродегидратора I ступени сверху не пол­ностью обезвоженная нефть поступает под давлением в электродегидратор II ступени. В диафрагмовом смесителе  поток нефти промывается свежей хими­чески очищенной водой. Обессоленная и обезвоженная нефть с верха электродегидратора II ступени отводится с установки в резервуары обессо­ленной нефти, а на комбинированных установках она нагревается и подается в ректификационную колонну атмосферной установки.

Рисунок. 1 Принципиальная схема действующей установки ЭЛОУ

электрообессоливания нефти: I — сырая нефть; II — деэмульгатор; III — содо-ще-лочной раствор; IV — свежая вода; V — обессоленная нефть; VI — вода из электродегидратора 2-й ступени (ЭГ-2); VII — соленая вода из ЭГ-1

На установке ЭЛОУ-АВТ при первичной переработке нефти содержание солей различное. Для лучшей очистки нефти от солей нами предложена следующая схема, изабражённая на рис. 2.

Рисунок  2  Предлагаемая принципиальная схема установки ЭЛОУ.

электрообессоливания нефти: I — сырая нефть; II — деэмульгатор; III — содо-ще-лочной раствор; IV — свежая вода; V — обессоленная нефть;  VI — вода из электродегидратора 2-й ступени (ЭГ-2); VII — соленая вода из ЭГ-1; VIII-смесители

В данной схеме установлены два дополнительных смесителя, позволяющих лучшее смешение деэмульгатора, щёлочи и воды с нефтью. Было проведено испытание на экспериментальной установке работающей по схеме изображённой на рис.2, а также  произведён анализ очищенной нефти. Ниже приведена таблица сравнительного анализа нефти очищенной по действующей и предлагаемой схеме.

Таблица 1.

Содержание солей и механических примесей нефти очищенной по действующей и предлагаемой схеме

Как мы видим по таблице нефть, очищенная по действующей схеме содержит 300 мг/л хлоридов, в то время как по предлагаемой схеме содержание соли снижается до 40 мг/л.

Список литературы:

1. Жумабоев Алишер Гофурович, Содиқов Усмонали Худоберганович Технологический процесс получения углеводородных фракций из возобновляемых сырьевых материалов // Universum: технические науки. 2020. №1 (70). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/tehnologicheskiy-protsess-polucheniya-uglevodorodnyh-fraktsiy-iz-vozobnovlyaemyh-syrievyh-materialov.
2. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей. – М. :   Химия, Колос, 2004. – 456 с.
3. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии / А.И. Скобло, Ю.К. Молоканов, А.И. Владимиров, В.А. Щелкунов. 3-е изд., перераб. И д
4. Рахмонов О.К., Мамадалиева С.В. Результаты экспериментальных испытаний технологий производства механо-химических и кислотно-активируемых адсорбентов для очистки парафинов и церезинов // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2021. 6(87). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/12017 (дата обращения: 08.10.2021).
5. Сайдалиев Б.Я. Снижение расхода топлива без нарушения технологического стандарта первичной переработки нефти // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2020. № 7 (76). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/9945 (дата обращения: 08.10.2021)
6. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа : учеб. Пособие / С.А. Ахметов [и др.]; под ред. С.А. Ахметова. – спб. : недра, 2006. – 868 с.