Меню Рубрики

Установки для обезвоживания и обессоливания нефти

Оборудование для обезвоживания и обессоливания нефти

Основными технологическими аппаратами и оборудованием установок обезвоживания и обессоливания являются теплообменники, подогреватели, отстойники, электродегидраторы, резервуары, насосы, сепараторы-деэмульсаторы.

Обезвоживание и обессоливание нефти – взаимосвязанный процесс, так как основная масса солей находится в пластовой воде и удаление воды приводит к обессоливанию нефти.

Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие методы: гравитационный, термический, химический, электрический и комбинированный.

Выбор метода зависит от состава, физико-химических свойств нефти, процентного содержания воды, прочности оболочек водно-нефтяной эмульсий, дебита скважин и т.д.

Гравитационное холодное отстаивание проводят:

— с периодическим режимом в резервуарах;

— в отстойниках непрерывного действия и трубных водоотделителях.

Холодное гравитационное отстаивание без подогрева водно-нефтяной эмульсий и без применения деэмульгаторов используется редко и только на первой ступени обезвоживания нефти.

Рис. 4.13. Гравитационное холодное отстаивание с периодическим режимом

На месторождениях с большим содержанием воды в нефти для предварительного сброса воды применяют трубные водоотделители (ТВО), представляющие собой наклонные трубы большого диаметра с комплексом технологических трубопроводов. Диаметр и длина ТВО определяется в зависимости от производительности и обводнённости нефти.

Термическое обезвоживание нефти. При повышении температуры водно-нефтяной эмульсии до 50-100°С снижается прочность оболочки на поверхности частицы воды, что облегчает слияние глобул (капель) воды. При этом увеличивается скорость оседания частиц при отстаивании. Нагрев нефти осуществляется в теплообменниках или печах перед отстойниками или непосредственно в установках-деэмульсаторах.

Рис. 4.14. Отстойники для гравитационного холодного отстаивания непрерывного действия

а – горизонтальный; б – вертикальный; в – наклонный; г – конический

Химическое обезвоживание нефти. Этот метод основан на разрушении эмульсий при помощи химических реагентов-деэмульсаторов, которые подаются в нефтесборный трубопровод, отстойник или в резервуар. В качестве деэмульсаторов используют поверхностные активные вещества (ПАВ) (дипроксамин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакриламид и др.) в количестве от 5 до 60г на 1т нефти.

Деэмульгатор должен выполнять следующие требования:

а) высокоактивным при малых удельных его расходах;

б) дешёвым и транспортабельным;

— хорошо растворяться в воде или нефти;

— не ухудшать качества нефти;

— не менять свойств при изменении температуры.

Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемешивания деэмульгатора с эмульсией и температуры смешивания.

Деэмульгатор подаётся с помощью дозировочного насоса.

Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти. При прохождении эмульсии через электрическое поле капли воды и солей стремятся к электродам. Происходит разрушение адсорбированных оболочек капель, что облегчает их слияние при столкновениях и увеличивает скорость деэмульсации. Такие установки называют электродегидраторами. Работают они при частоте 50Гц и напряжении на электродах 10-45 кВ.

Комбинированные методы обезвоживания нефти. В сочетании с гравитационным отстаиванием применяют различные комбинации методов обезвоживания нефти, например: термическое и химическое, термическое и электрическое.

Отстойники. Предназначены для отстоя нефтяных эмульсий, разделения их на нефть и пластовую воду. В основном используются горизонтальные отстойники: ОГ-200; ОГ-200С; ОВД-200 и ОБН-3000/6 и др.

Условное обозначение: ОГ – отстойник горизонтальный; 200- объём в м 3 ; ОВД – отстойник с вертикальным движением жидкости; ОБН – отстойник блочный нефтяной; 3000 – пропускная способность в м 3 /сут.; 6 – рабочее давление в кгс/см 2 .

В настоящее время отечественной и зарубежной промышленностью предлагается большой ассортимент подобного оборудования с пропускной способностью до 1900м 3 /сут. и более для работы с любым составом продукции скважины по воде, газу, нефти и т.д. Отстойники, применяемые на термохимических обезвоживающих установках, должны обеспечить на выходе из аппарата остаточное содержание воды в нефти не более 1%, и соответственно остаточное содержание солей и механических примесей в товарной нефти не должно превышать 100-1800 мг/л, или 0,05%. Требования к качеству платовых вод, дренируемых из аппаратов обезвоживания и обессоливания нефти, не предъявляются.

Рис. 4.15. Схема горизонтального отстойника

1 – сепарационный отсек; 2 – сборник нефти; 3 – отстойный отсек; 4 – регулятор уровня нефть-вода; 5 – козырьки; 6 – распределитель эмульсии;I – эмульсия; II – газ; III – нефть; IV – вода.

Иногда при обработке нефти на ступени обезвоживания необходимо отделить свободный газ, выделившийся при нагревании нефти и некотором снижении общего давления в системе. Для отделения газа из нагретой нефтяной эмульсии перед отстойниками устанавливают специальные сепараторы или же предусмотрен отбор газа непосредственно из отстойника.

Конструктивно горизонтальный отстойник (рис.4.15) представляет собой горизонтальную цилиндрическую ёмкость, в которой установлена перегородка, разделяющая на два отсека: сепарационный и отстойный, которые сообщаются с помощью двух коллекторов-распределителей, расположенных в нижней части корпуса. В верхней части сепарационного отсека установлены распределитель эмульсии со сливными полками и сепаратор газа.

В нижней части отстойного отсека расположены два трубчатых перфорированных коллектора. В верхней – четыре сборника нефти, соединённых со штуцерами вывода нефти из аппарата.

Отстойник оснащён приборами контроля за параметрами технологического процесса, регуляторами уровня раздела фаз, предохранительной и запорной арматурой.

Подогретая нефтяная эмульсия с введённым реагентом-деэмульгатором поступает в распределитель эмульсии сепарационного отсека и по сливным полкам корпуса стекает в нижнюю часть отсека. Газ, выделившийся из нефти в результате её нагрева и снижения давления, проходит через сепаратор и при помощи регулятора уровня нефть-газ отводится в газосборный трубопровод.

Нефтяная эмульсия из сепарационного отсека поступает в отстойный по двум перфорированным коллекторам. Поднимаясь в верхнюю часть отсека, происходит разделение нефти и пластовой воды. Обезвоженная нефть поступает в сборный коллектор и выводится из аппарата.

Отделившаяся от нефти вода через переливные устройства поступает в водосборную камеру и с помощью регулятора уровня пластовая вода-нефть сбрасывается в систему подготовки дренажных вод.

Рис. 4.16. Отстойник с вертикальным движением потока нефти

1 – распределитель эмульсии; 2 – отбойник; 3 – сборник нефти; 4 – сборник воды;

I – эмульсия; II – нефть; III – вода.

Отстойник с вертикальным движением нефти (рис. 4.16)предназначен для разделения водно-нефтяных эмульсий при больших удельных нагрузках и необходимости получения нефти высокого качества, особенно при небольших разностях плотностей нефти и воды.

Главным элементом отстойника является низконапорное входное распределительное устройство, состоящее из двух поперечных коллекторов с 16 перфорированными трубами (по четыре в ряд) и отбойными устройствами под ними.

Отстойники с горизонтальным движением нефти (рис. 4.17) предназначен для разделения расслаивающихся потоков крупнодисперсных водно-нефтяных эмульсий в случае возможного выделения некоторого количества газа.

Для термохимического обезвоживания нефти широко используют оборудование с подогревательными устройствами, установленными в корпус отстойника. Такое оборудование называют деэмульсаторами.

Рис. 4.17. Отстойник с горизонтальным движением нефти

I– эмульсия; II –нефть; III –вода.

Вертикальные деэмульсаторы применяются при подготовке нефти на промыслах при обустройстве мелких месторождений и отдельных раздробленных участков. Они имеют преимущества, когда есть ограничения по площади при размещении оборудования (морские месторождения, болотистые районы, районы вечной мерзлоты и т.д.). Ряд зарубежных фирм выпускает большой ассортимент вертикальных деэмульсаторов, отличающихся компоновкой, размерами, числом и типов нагревателей.

Рис. 4.18. Деэмульсатор

1 – дымовая труба; 2 – змеевик для подогрева топливного газа; 3, 4 – газосепараторы;

5 – сборник нефти; 6 – козырьки; 7 – патрубок; 8 – распределитель эмульсии;

9 – теплообменный кожух; 10 – жаровая труба; 11 – фланец; 12 – горелочное устройство; I – эмульсия; II – газ; III – нефть; IV – вода.

Горизонтальные деэмульсаторы позволяют производить сепарацию эмульсии в отсеке нагрева с помощью теплообменного кожуха или гидроциклонного ввода. Деэмульсаторы выпускаются объёмом корпуса 50-160м 3 , производительность достигает 3000м 3 /сут. Распределение эмульсии в отсеке отстоя происходит с помощью сеток или коалесцирующих насадок.

В нашей стране выпускаются блочные автоматизированные деэмульсаторы: ДГ-1600, «Тайфун 1-400», УДО-3 и др.

На рис. 4.18 показана принципиальная схема деэмульсатора. С торцевой части нагревателя вмонтированы две U-образные жаровые трубы 10, которые помещены в специальный кожух-оболочку 9, выполняющий роль теплообменника. Водно-нефтяная эмульсия, предварительно нагретая в этом теплообменнике, поступает через нижние прорези в отсек нагрева, где омывая жаровую трубу, нагревается до заданной температуры. Нагретая обводнённая нефть через отверстие в перегородке переливается в зону отстоя и с помощью распределительного устройства 8 с козырьками 6направляется через слой отделившейся воды ко всему объёму отстойной зоны.

Обезвоженная нефть, поднимаясь, попадает в сборник чистой нефти 5 и оттуда по специальным вертикальным отводам через разгрузочный клапан выводится из аппарата. Газ, выделившийся в зоне нагрева, поступает в сепаратор 3 и затем через гидрозатвор попадает в отсек отстоя, где вместе с газом, дополнительно выделившимся из нефти, через сепаратор 4 отводится с установки через регулятор давления. Вода из аппарата выводится через патрубок 7,вмонтированный в нижней образующей аппарата. Для электрического обезвоживания и обессоливания нефти используются электродегидраторы. (рис. 4.19).

Читайте также:  Установка замка на калитку на даче

Рис. 4.19. Схема электродегидратора

1 – распределитель эмульсии; 2 – электроды; 3 – сборник нефти; 4 – подвесной изолятор;

5 – высоковольтный трансформатор; 6 – реактивная катушка; I – ввод эмульсии;

II – нефть; III – вода.

Электродегидратор представляет собой отстойник с вертикальным движением нефти с вводом двух горизонтальных электродов, на которое подаётся регулируемое напряжение до 44кВ. Пропускная способность электродегидратора по сырью составляет 12000м 3 /сут.

Распространение получили горизонтальные электродегидраторы с нижним вводом сырья. На нефтеперерабатывающих заводах, кроме этих основных аппаратов, используют и электродегидраторы, имеющие комбинированный ввод эмульсии, т.е в слой дренажной воды и в межэлектродную зону.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: Сдача сессии и защита диплома — страшная бессонница, которая потом кажется страшным сном. 9213 — | 7420 — или читать все.

источник

Обезвоживание и обессоливание нефти

При добыче нефти в результате ее интенсивного перемешивания с водой образуются стойкие, трудно разделимые эмульсии, представляю­щие собой системы из двух взаимно нерастворимых жидкостей. Одна из них в виде мельчайших капель (дисперсная фаза) распределена в другой (дисперсионная среда) во взвешенном состоянии. Без внешних воздей­ствий (нагревание и др.) эмульсии могут существовать как угодно долго. Этому способствуют и поверхностно-активные вещества (ПАВ), к кото­рым относятся сернистые соединения, нафтеновые кислоты и др., содер­жащиеся в нефтях, особенно смолистых. Эти ПАВ, называемые также эмульгаторами, образуют на поверхности частиц дисперсной фазы проч­ный адсорбционный слой, препятствующий при столкновении частиц (капель) их слиянию и укрупнению. В промысловой и заводской практи­ке чаще всего встречаются эмульсии «вода (дисперсная фаза) в нефти (дисперсионная среда)», хотя встречаются и противоположные — «нефть в воде».

Стойкость нефтяных эмульсий определяется физико-химически­ми свойствами нефти, размером частиц дисперсной фазы (степень дисперсности), температурой и временем существования. Чем выше плот­ность и вязкость нефти, чем ниже температура и чем выше степень дис­персности (чем мельче капли), тем устойчивее эмульсия. Мелкодис­персными (трудноразделимыми) эмульсиями считаются эмульсии с размером капель до 20 мк (2 • Ю -5 м), грубодисперсными — с размером частиц более 5 • 10 -5 м. Свежие эмульсии, существующие короткое вре­мя после выхода из скважины, разрушаются значительно легче, чем «ста­рые», поэтому первичное обезвоживание и обессоливание следует про­водить на промыслах.

Нефтяные эмульсии разрушают механическим, химическим и элект­рическим методами. Отстаивание (механический метод) применимо к свежим нестойким эмульсиям, расслаивающимся за счет разности плот­ностей нефти и воды. Чем больше эта разность и размеры водяных капель и чем меньше вязкость среды, тем полнее и быстрее протекает расслаива­ние. Поэтому нагрев эмульсий ускоряет этот процесс, увеличивая раство­римость в нефти защитной пленки эмульгатора и разность плотностей и уменьшая вязкость среды. В процессе отстаивания из нефти удаляется и основная доля механических примесей (песок, глина и др.).

Подготовку нефти к переработке осуществляют дважды: на нефте­промыслах и нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). На промыслах проводят первичную подготовку нефти — ее отстаивание и термохими­ческое обезвоживание, а в ряде случаев и обессоливание, в отстойниках установок подготовки нефти с применением деэмульгаторов — специ­альных ПАВ, которые адсорбируясь на границе раздела фаз нефть-вода, способствуют пептизации и растворению в нефти защитных оболочек глобул диспергированной в нефти воды.

При выборе деэмульгатора следует учитывать тип нефти (смолистая, па- рафинистая), содержание в ней воды, интенсивность перемешивания, темпе­ратуру, стоимость и др. Деэмульгатор не должен вызывать коррозию трубо­проводов и аппаратуры, иметь неприятный запах, быть токсичным продук­том, вызывать загрязнение окружающей среды, должен быть стабильным.

Ниже приведены ориентировочные удельные расходы деэмульгатора в зависимости от качества нефти.

Группа нефти Плотность нефти, кг/м 3 Удельный расход,г/т
Легкие 760-840 Не более 5
Средние 840-880 Не более 10
Тяжелые 880-920 Не более 30
Очень тяжелые, высокосмолистые Выше 920 Не более 50

На ряде промыслов для обезвоживания и обессоливания нефти, кро­ме отстойников, применяют электродегидраторы, в которых водонефтяная эмульсия разрушается в переменном электрическом поле высокой напряженности.

Обессоливание нефти на НПЗ осуществляется на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Сущность процесса электрообессоливания нефти заключается в ее смешении с промывной водой и деэмульгатором с последующим отделением соленой воды в электродегидраторах, где под действием переменного электрического поля высокой напряженности в сочетании с повышенной температурой водонефтяная эмульсия разру­шается.

При этом вода из нефти удаляется вместе с растворенными в ней хлористыми солями. Для достижения глубокого обессоливания нефть подвергают многократной промывке водой на ЭЛОУ, состоящей из 2-3 ступеней последовательно соединенных электродегидраторов.

Использование электрического поля для целей обезвоживания неф- тей впервые было осуществлено в 1909 г., в наше время ни один крупный нефтепромысел, ни один НПЗ не обходится без ЭЛОУ.

Независимо от типа электродегидраторов и схемы ЭЛОУ, принцип воздействия переменного электрического поля на нефтяную эмульсию остается одним и тем же. При попадании эмульсии в электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно, передвигаются внутри элемен­тарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. С переменой поляр­ности электродов капля вытягивается острым концом в противополож­ную сторону. Если частота переменного тока равна 50 Гц, капля будет изменять свою конфигурацию 50 раз в секунду. Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремящиеся к положительному электро­ду, сталкиваются друг с другом, и при достаточно высоком потенциале заряда происходит пробой диэлектрической оболочки капель, чему спо­собствует деэмульгатор, постепенно размывающий эту оболочку. В ре­зультате мелкие водяные капли сливаются и укрупняются, что способ­ствует их осаждению в электродегидраторе. Вода выводится снизу, а обез­воженная нефть — сверху электродегидратора. Обычно между электрода­ми напряжение составляет 27, 30 или 33 кВ.

На НПЗ Российской Федерации эксплуатируется около 100 ЭЛОУ (около 150 ЭЛОУ в бывшем СССР) трех основных типов в зависимости от типа электродегидраторов и характера их связи с нефтеперегонными ус­тановками.

Первый тип — отдельно стоящие электрообессоливающие установ­ки, построенные в 40-50-х годах. На этих установках мощностью 0,6-1,2 млн.т/год обессоливание нефти осуществляют обычно в одну (реже в две) электрическую ступень в 12-ти вертикальных электродегидраторах объемом по 30 м 3 каждый. Нагрев нефти осуществляют водяным паром. Как правило, такие ЭЛОУ не связаны жестко с АВТ, поэтому после ЭЛОУ нефть охлаждают, сбрасывают в промежуточный резервуар, откуда она сырьевым насосом АВТ подается на перегонку.

Второй тип — в основном двухступенчатые ЭЛОУ производитель­ностью 2-3 млн. т/год, обычно комбинированные с AT или АВТ. В со­став ЭЛОУ входят шаровые электродегидраторы объемом 600 м 3 , по одному аппарату в ступени. На большинстве таких установок нагрев нефти осуществляют не водяным паром, а за счет тепла продуктов пе­регонки нефти. Обессоленная нефть после ЭЛОУ не охлаждается, а минуя промежуточный резервуар, поступает на прием сырьевого на­соса АВТ.

Третий тип — двухступенчатые (иногда трехступенчатые) блоки ЭЛОУ, комбинированные с AT или АВТ, в состав которых входят созданные в конце 60-х годов горизонтальные электродегидраторы, рассчитанные на давление до 1,8 М Па и температуру до 160°С. Здесь нагрев нефти осуще­ствляют также за счет тепла продуктов перегонки. Кроме того, отсутству­ет промежуточный сырьевой насос. Такие современные блоки ЭЛОУ вхо­дят в состав установок ЭЛОУ-АВТ или AT мощностью 3-9 млн.т/год.

В перерабатываемой нефти допустимым является остаточное содер­жание солей не более 3 мг/л. В основном содержание солей на НПЗ остается на уровне — до 10-15 мг/л.

Как показывает опыт работы ЭЛОУ, для нефтей, поступающих на НПЗ с содержанием солей до 100 мг/л, а также для некоторых нефтей с содержани­ем солей до 100-300 мг/л и концентрацией хлоридов в пластовой воде ниже 7,5%, достаточно двух ступеней обессоливания. Для нефтей с содержанием солей выше 300 мг/л или 100-300 мг/л, но с концентрацией хлоридов в пла­стовой воде выше 7,5%, требуется три ступени обессоливания.

Читайте также:  Установка закладки в word

Вертикальные электродегидраторы, входящие в состав ЭЛОУ неболь­шой производительности (1,0-1,5 млн.т/год), вследствие их малого объе­ма, устанавливают параллельно в каждой ступени по 6-12 аппаратов, что затрудняет равномерное распределение потоков нефти и воды и услож­няет их обслуживание.

Недостатком шаровых электродегидраторов, несмотря на их высокую производительность, является невозможность осуществлять их жесткую связь с перегонными установками, так как они рассчитаны на сравнительно низ­кое давление (0,6-0,7 МПа). Строить же их наболее высокое давление слож­но и дорого. Даже при таком низком давлении толщина стенки электроде- гидратора из-за большого их диаметра составляет 24 мм. При более высоком давлении толщина стенки должна быть еще больше. Кроме этого, шаровые электродегидраторы из-за своего большого диаметра не могут доставляться железнодорожным и другими видами транспорта в собранном виде к месту их установки и требуют подетальной сборки сегментов на месте их монтажа. Сборка сегментов на заводах-изготовителях по этой причине исключена.

Шаровой электродегидратор (рис. 3.1) представляет собой сферичес­кую емкость диаметром 10,5 м. В шаровых электродегидраторах имеется три сырьевых ввода, расположенныхравномерно вокруг вертикальной оси дегидратора на расстоянии трех метров от нее, и, соответственно, три пары электродов. Расстояние между верхним и нижним электродом каж­дой пары 150 мм.

Принципиальная схема ЭЛОУ, оборудованной шаровыми электродегидраторами, приводится на рис. 3.2. Сырая нефть забирается из резерву­ара насосом Н-1 и прокачивается через теплообменник Т-1, где нагревает­ся теплом обессоленной нефти, уходящей с установки на первичную пере­работку, и далее догревается до температуры 70-100°С острым паром в теп­лообменнике Т-2. Обессоливание нефти производится в две (или три) сту­пени в шаровых электродегидраторах Э-1 и Э-2. Перед входом на первую ступень насосом Н-3 в нефть подается вода и смешивается с нефтью в тру­бопроводе за счет создаваемого клапанами-регуляторами давления С-1 и С-2 перепада давления 0,05-0,07 МПа. Количество подаваемой воды за­висит от ряда факторов и составляет от 10 до 25%. Вода образует с нефтью эмульсию и растворяет соли, находящиеся в нерастворенном состоянии.

Как показывает опыт работы ЭЛОУ, для нефтей, поступающих на Н ПЗ с содержанием солей до 100 мг/л, а также для некоторых нефтей с содержани­ем солей до 100-300 мг/л и концентрацией хлоридов в пластовой воде ниже 7,5%, достаточно двух ступеней обессоливания. Для нефтей с содержанием солей выше 300 мг/л или 100-300 мг/л, но с концентрацией хлоридов в пла­стовой воде выше 7,5%, требуется три ступени обессоливания (табл. 3.2).

Вертикальные электродегидраторы, входящие в состав ЭЛОУ неболь­шой производительности (1,0-1,5 млн.т/год), вследствие их малого объе­ма, устанавливают параллельно в каждой ступени по 6-12 аппаратов, что затрудняет равномерное распределение потоков нефти и воды и услож­няет их обслуживание.

Недостатком шаровых электродегидраторов, несмотря на их высокую производительность, является невозможность осуществлять их жесткую связь с перегонными установками, так как они рассчитаны на сравнительно низ­кое давление (0,6-0,7 МПа). Строить же их наболее высокое давление слож­но и дорого. Даже при таком низком давлении толщина стенки электроде- гидратора из-за большого их диаметра составляет 24 мм. При более высоком давлении толщина стенки должна быть еще больше. Кроме этого, шаровые электродегидраторы из-за своего большого диаметра не могут доставляться железнодорожным и другими видами транспорта в собранном виде к месту их установки и требуют подетальной сборки сегментов на месте их монтажа. Сборка сегментов на заводах-изготовителях по этой причине исключена.

Шаровой электродегидратор (рис. 3.1) представляет собой сферичес­кую ем кость диаметром 10,5 м. В шаровых электродегидраторах имеется три сырьевых ввода, расположенныхравномерно вокруг вертикальной оси дегидратора на расстоянии трех метров от нее, и, соответственно, три пары электродов. Расстояние между верхним и нижним электродом каж­дой пары 150 мм.

Принципиальная схема ЭЛОУ, оборудованной шаровыми электродегидраторами, приводится на рис. 3.2. Сырая нефть забирается из резерву­ара насосом Н-1 и прокачивается через теплообменник Т-1, где нагревает­ся теплом обессоленной нефти, уходящей с установки на первичную пере­работку, и далее догревается до температуры 70-100°С острым паром в теп­лообменнике Т-2. Обессоливание нефти производится в две (или три) сту­пени в шаровых электродегидраторах Э-1 и Э-2. Перед входом на первую ступень насосом Н-3 в нефть подается вода и смешивается с нефтью в тру­бопроводе за счет создаваемого клапанами-регуляторами давления С-1 и С-2 перепада давления 0,05-0,07 МПа. Количество подаваемой воды за­висит от ряда факторов и составляет от 10 до 25%. Вода образует с нефтью эмульсию и растворяет соли, находящиеся в нерастворенном состоянии.

Рис. 3.1. Шаровой электродегидратор емкостью 600 м 3 : 1 — электроды; 2 — распределительная головка; 3 — устройство для регули­ровки расстояния между электродами; 4 — трансформатор; 5 — теплоизоляция

Частично обессоленная нефть с первой ступени поступает на вторую, по пути смешиваясь с вводимой водной промывкой. Во второй ступени происходит окончательное обессоливание и обезвоживание. Для обессо­ливания тяжелых нефтей используют третью ступень.

Вода, выделенная из нефти, скапливается в нижней части электродегидратора и сбрасывается по регулируемому уровню в канализа­ционную систему. Между зеркалом воды и нижним электродом воз­никает также электрическое поле. При нормальной работе сила тока не должна превышать 10-20 А, в случае повышения уровня воды ток будет расти и при достижении значения 90 А напряжение на электро­ды отключится автоматически. Такое же явление может возникнуть и в случае, если в пространство между электродами подавать сильно эмульгированную нефть или ловушечный продукт с большим содер­жанием воды.

Современные блоки ЭЛОУ комплектуются высокоэффективными горизонтальными электродегидраторами, рассчитанными на давление 1,8 МПа, что позволяет комбинировать их с установками AT или АВТ. Электрическое поле в них создается между горизонтальными электрода­ми, подведенными на изоляторах на середине высоты электродегидратора. В зависимости от величины подаваемого на электроды напряжения (22, 33 или 44 кВ) и расстояния между электродами (120-400 мм) напря­женность электрического поля меняется в пределах 100-300 кВ/м. Водо- нефтяную эмульсию вводят в межэлектродную или подэлектродную зоны, либо одновременно — в обе зоны.

В последнем случае электродегидратор оборудован дополнительным (третьим) электродом.

В настоящее время на НПЗ эксплуатируются 3 модификации гори­зонтальных электродегидраторов (рис. 3.3.):

2 ЭГ160 —двухэлектродный с вводом нефти в подэлектродную зону;

2 ЭГ160/3 — трехэлектродный с вводом нефти в зону между нижним и средним электродами;

2ЭГ160-2 — трехэлектродный с вводом нефти совместно в зону меж­ду нижним и средним электродами и в подэлектродную зону.

Четвертая модификация горизонтальных электродегидраторов 2 ЭГ160-2М — трехэлектродный, с раздельными регулируемыми по по­токам вводами нефти: в зону между нижним и средним электродами и в подэлектродную зону, находится на стадии внедрения. Кроме того, на отдельно стоящих ЭЛОУ эксплуатируется небольшое количество гори­зонтальных электродегидраторов I ЭГ160, аналогичных 2 ЭГ160, рассчи­танных на давление 1 МПа и рабочую температуру 110°С. На рис. 3.4. приведен поперечный разрез типового электродегидратора типа ЭГ.

Рис. 3.3. Горизонтальные электродегидраторы разных модификаций: а — 2ЭГ 160; б — 2ЭГ 160/3; в — 2ЭГ 160-2; г — 2ЭГ 160-2М

ЭЛОУ комбинируются с установкой AT или АВТ, что позволяет дос­тичь значительной экономии энергоресурсов, необходимых для нагрева нефти в процессе обессоливания, за счет использования тепла отходя­щих потоков нефтепродуктов с AT или АВТ и тепла циркуляционного орошения колонн. На рис. 3.5. представлена принципиальная схема бло­ка ЭЛОУ.

Подаваемая сырьевыми насосами нефть распределяется тремя парал­лельными потоками и нагревается в теплообменной аппаратуре за счет тепла потоков, уходящих с АВТ-6: авиакеросина, дизельного топлива, циркуляционного орошения колонны К-2 (основная атмосферная ко­лонна), либо гудрона при работе вакуумной колонны К-10, либо мазута, в случае если К-10 не работает. После теплообменников нагретая нефть собирается в коллектор и распределяется в шесть электродегидраторов Э-1+ Э-6 первой ступени. Смешение нефти с промывной водой перед пер­вой ступенью осуществляется в трубопроводе на входе в электродегидра­торы за счет перепада давления, создаваемого регуляторами давления, установленными на этих трубопроводах.

Перепад поддерживается на уровне 0,05-0,15 МПа. Подача воды про­изводится непосредственно перед регуляторами давления. Должна ис­пользоваться вода, не содержащая солей (конденсат, химически очищен­ная), но в связи с ее дефицитом используется вода для пожарно-технических нужд.

Частично обессоленная нефть собирается в верхней части Э-1-к Э-6 и через сборный коллектор направляется в электродегидраторы Э-7+Э-12 второй ступени обессоливания.

Читайте также:  Установка магнитола 9 дюймов киа рио

Расход воды по регламенту составляет до 10% на всю нефть. Факти­чески за счет опыта работы, применения новых деэмульгаторов и дру­гих мероприятий расход воды составляет 5-6% или на каждую ступень 2,5-3%.

Рис.3.4 Поперечный разрез горизонтального электродегидратора типа ЭГ.

1 – штуцер ввода сырья 2 – нижний распределитель сырья 3 — нижний электрод; 4 — верхний электрод; 5 — верхний сборник обессоленной нефти; 6 — штуцер вывода обессоленной нефти; 7 — штуцер проходного изолятора; 8 — подвесной изолятор; 9 — дренажный коллектор; 10 — штуцер вывода соленой воды

Рис. 3.5. Принципиальная схема блока ЭЛОУ установки АВТ-6

Н-1 — насос сырой нефти; Н-2 — насос подачи воды; Н-3 — насос подачи деэмульгатора; Т-4, Т-5, Т-6 — теплооб­менники нагрева нефти; С-1 — смесительные клапаны; Е-18 — емкость отстоя дренажной воды; Э — электродегид­раторы.

После II-й ступени обессоливания нефтьс содержанием солей 3-4 мг/л и воды 0,1 -0,2% направляется через соответствующие теплообменники в колонну К-1 — предварительный испаритель.

В качестве деэмульгаторов применяются нефтерастворимые деэмульгаторы «Сепарол 5271», «Кемеликс 3398», «Виско-412». Расход деэмуль­гатора составляет 4-5 г/т. Эти деэмульгаторы не требуют разведения и подаются насосом в чистом виде.

В верхней части электродегидратора имеется блокировка по уровню, отключающая напряжение на электроды в случае образования «газовой пробки» вверху или падения уровня. Для дополнительной очистки дре­нажных стоков ЭЛОУ от нефтепродуктов на установке предусмотрена емкость Е-18, откуда отстоявшийся нефтепродукт может быть возвращен на переработку. Стоки ЭЛОУ после Е-18, имеющие температуру около 100°С и выше, направляются на блоках захолаживания в аппараты воздуш­ного охлаждения и далее на очистные сооружения. Для нормальной и безаварийной работы электродегидраторов, обеспечивающих продолжи­тельность межремонтного периода всей установки AT или АВТ необхо­димо соблюдение ряда условий, а именно:

1. Своевременно, в соответствии с графиком планово-предупреди­тельного ремонта, производить ревизию электродегидраторов, трансфор­маторов, коммутационной аппаратуры на электрощите, осмотр, чистку, испытание на повышенное напряжение проходных и подвесных изоля­торов, проверку автоматических устройств, блокировок, сигнализации, состояния изоляции и заземления.

2. Производить заполнение электродегидраторов только отстоенной от воды нефтью, периодически контролируя ее обводненность.

3. Подачу напряжения производить только после полного заполне­ния электродегидратора, вытеснения газа и создания соответствующего давления.

4. При работе электродегидратора на конкретной нефти следует вы­бирать рабочее давление, исключающее создание газовой подушки, про­изводительность изменять постепенно, а сброс дренажных вод из элект­родегидраторов производить плавно.

5. Пропарку электродегидраторов производить паром, имеющим тем­пературу не выше 160°С, во избежание разрушения проходных и подвес­ных изоляторов.

6. Регулярно, желательно не реже одного раза в год, производить чи­стку электродегидраторов от грязи.

Основными технологическими параметрами процесса электрообессоливания нефти являются: температура, давление, расход промывной воды и степень ее смешения с нефтью, обусловливаемая перепадом дав­ления на смесительном устройстве, расход деэмульгатора и удельная про­изводительность электродегидраторов.

Как уже отмечалось, подогрев нефти до определенной оптимальной температуры снижает вязкость нефти, что облегчает седиментацию (осаж­дение) капель воды, способствует большей растворимости в нефти аб­сорбционных пленок и тем самым снижению их механической прочнос­ти. Одновременно при повышении температуры увеличивается скорость движения капель и вероятность их столкновения, что в конечном резуль­тате ускоряет их коалесценсию.

В тоже время, с увеличением температуры растет упругость паров и соответственно повышается давление в аппаратах, резко увеличивается расход электроэнергии в электродегидраторах вследствие повышения электропроводности нефти, значительно усложняются работы проход­ных и подвесных изоляторов. Кроме того, повышение температуры вле­чет за собой дополнительные затраты на охлаждение дренируемой из электродегидраторов воды перед ее сбросом в канализацию. Для каждой нефти, в зависимости от ее свойств, имеется определенный технологи­ческий и технико-экономический оптимум температуры обессоливания.

Исследования и опыт работы промышленных ЭЛОУ показывает, что для легких нефтей с низкой вязкостью, не образующих устойчивых эмуль­сий (типа западносибирских), достаточно поддерживать температуру в электродегидрарах на уровне 70°С. Для нефтей типа ромашкинской, прикамской, мангышлакской и туркменской (см. табл. 3.2.) оптимальной следует считать температуру обессоливания в пределах 100- 120°С. Подо­грев нефти до более высоких температур (130-150°С) может быть реко­мендован лишь для некоторых тяжелых и вязких нефтей, образующих устойчивые эмульсии (например, мордово-кармальской битуминозной).

Давление в электродегидраторах обусловливается упругостью нефтя­ных паров, необходимыми перепадами давления между ступеням и ЭЛОУ, гидравлическим сопротивлением участков технологической схемы пос­ле блока ЭЛОУ и не должно превышать давления, на которое рассчитаны электродегидраторы (см. табл. З.1.).

О роли деэмульгаторов при обессоливании нефти уже говорилось.

В качестве деэмульгаторов используются ПАВ, главным образом, неионогенные.

При применении водорастворимых деэмульгаторов подача их толь­ко на 1-ю ступень не является оптимальной, так как часть деэмульгато­ра переходит в дренажную воду, его содержание в нефти с каждой ступе­нью уменьшается и может оказаться недостаточным для разрушения водонефтяной эмульсии. В связи с этим для обеспечения нормальной работы всех ступеней деэмульгатор приходится подавать с большим из­бытком, что увеличивает затраты на обессоливание. Более рациональ­ной является подача водорастворимого деэмульгатора раздельно по сту­пеням.

Водорастворимые деэмульгаторы подают в виде 1-2%-ных растворов. Нерастворимые в воде деэмульгаторы применяют в товарном виде и по­дают в нефть без разбавления. Такая подача менее трудоемка и более технологична, так как не требует наличия громоздкого узла приготовле­ния раствора и обеспечивает бесперебойную подачу заданного количе­ства деэмульгатора. Деэмульгаторы целесообразно подавать в поступаю­щую в нефть промывную воду, что обеспечивает их более равномерное распределение в объеме нефти.

Для глубокого обессоливания нефтей, при промывке которых обра­зуется дренажная вода с низкой величиной рН (например, арланских и прикамских) наряду с деэмульгатором требуется подача щелочи в преде­лах, обеспечивающих доведение рН до 7,0-7,5. Ориентировочный рас­ход щелочи в ступени, необходимый для повышения рН дренажной воды на единицу, составляет 10 г/т.

Для сокращения расхода пресной воды и количества стоков на мно­гих ЭЛОУ пресную воду подают только на последнюю ступень, а затем повторно используют дренажную воду с последующей ступени для про­мывки нефти в предыдущей. Такая схема позволяет значительно (в 2-3 раза) снизить потребление пресной воды и количество загрязненных сто­ков без ущерба для качества обессоливания.

Дальнейшее сокращение расхода пресной воды и количества стоков на ЭЛОУ может быть достигнуто, если повторно использовать воду не только со ступени на ступень, но и внутри ступеней, т.е. при рециркуля­ции дренажной воды. В этом случае можно обеспечить глубокое обессо­ливание нефтей до остаточного содержания солей 1-3 мг/л при общем расходе пресной воды всего i-4% (для труднообессоливаемых нефтей с высоким содержанием солей — до 7%).

Для обеспечения глубокого обессоливания нефти (до 3 мг/л) содер­жание хлоридов в подаваемой на ЭЛОУ воде не должно превышать 300 мг/л (в пересчете на хлористый натрий). Такое требование к качеству промывной воды вызвано тем, что в обессоленной нефти всегда остается некоторое количество воды, а вместе с ней и солей. Содержание сульфатов и карбонатов в подаваемой на ЭЛОУ воде также не дол­жно превышать 300 мг/л во избежание образования осадков в коммуникациях и теплообменной аппаратуре ЭЛОУ.

Содержание сероводорода в про­мывной воде во избежание коррозии не должно превышать 20 мг/л.

Предельное содержание фенолов и аммиака в промывной воде может со­ставлять до 50 мг/л.

Среда промывной воды должна быть нейтральной или слабощелоч­ной. При значениях рН дренируемой воды ниже 6 процесс вымывания солей идет плохо, при значениях рН выше 8 в ней повышается содержание нефте­продуктов, т.е. увеличивается загряз­ненность стоков ЭЛОУ.

На ЭЛОУ обычно используется речная вода. Ввиду ужесточения тре­бований по охране окружающей среды изыскиваются другие источники воды (оборотная вода, технологические кон­денсаты и др.).

Однако в конденсатах находятся сульфиды и гидросульфиды аммония, которые при нагревании распадаются на сероводород и аммиак. Их содержание колеблется от десятков до нескольких тысяч миллиграммов на литр, поэтому технологический конденсат можно ис­пользовать на ЭЛОУ только после спе­циальной очистки, например, отдувки из него сероводорода и аммиака водя­ным паром или углеводородным газом.

В процессе обессоливания нефти большое значение имеет оптимальное смешение нефти с промывной водой и деэмульгатором.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

источник