Глава 11 2 страница

Рис. 11.1. Схема герметизированного сбора нефти и газа

на нефтяных промыслах

На схеме обозначено: I – нефть из скважины; II – газ на ГПЗ; III – нефть на нефтесборные пункты; IV – нефть на НПЗ.

А-1 – автоматизированная групповая замерная установка; С-1, С-2 – сепараторы; Е-1, Е-2 – резервуары; А-2 – автоматическая установка сдачи товарной нефти.

Если в попутном газе содержится значительное количество углеводо­ро-дов С₁ – С₂, то вместо насоса Н-1 устанавливают компрессор.

Применяемый на данной установке метод сепарации заключается в раз­де­лении легких и тяжелых фракций однократным или многократным испаре­нием при снижении давления.

Даже после многоступенчатой промысловой сепарации в нефти остает­ся значительное количество воды и газообразных углеводородов С₁ – С₄. Боль­шая часть этих углеводородов может быть потеряна при перекачке из ре­зервуара в резервуар, при хранении нефти. Вместе с газами теряются цен­ные легкие бензиновые фракции. Кроме этого, наличие в нефти газообразных угле­водородов усложняет условия перекачки нефти. Для более глубокого извлечения газообразных углеводородов из нефти ее направляют на специ­аль­ные стабилизационные установки, включающие в своем составе ректифи­каци­онные колонны. На этих установках получают стабильную нефть (сво­бод­ную от газовых компонентов) и газовый конденсат. На некоторых установ­ках имеется возможность выделять из углеводородного газа индивиду­альные углеводороды или фракции углеводородов (сухой и жирный газ).

11.5.2. Обезвоживание и обессоливание нефти. Основное количество воды и механических примесей удаляют из нефти методом отстаивания в ре­зервуарах при нагревании или без нагрева. Затем нефть направляют на специаль­ные установки.

Полное удаление воды из нефти осложняется образованием водонеф­тя-ных эмульсий, причем известны как гидрофильные (нефть в воде), так и гид­рофобные (вода в нефти) эмульсии. Возникновению эмульсий способствует третий компонент – эмульгатор. Растворимые в воде эмульгаторы приводят к образованию эмульсий первого типа, а растворимые в нефти – эмульсий второго типа. Второй тип эмульсий в нефтепромысловой практике встречается на­иболее часто.

Любая эмульсия включает дисперсионнуюсреду и дисперсную фазу. Дисперсионной средой называют жидкость, в которой распределена в виде микроскопических капель (глобул) другая жидкость. Количество глобул может исчисляться триллионами на кубический метр эмульсии. Дисперсной фазой является жидкость, распределенная в дисперсионной среде.

Диспергирование в общем случае – это тонкое измельчение вещества в окружающей среде для получения дисперсных систем. Диспергирование в жидкости – это эмульгирование. Диспергирование в газе (например, в воз­духе) – это распыление. Диспергирование обычно осуществляют механи­ческим путем. Однако одним из наиболее эффективных методов распыления яв­ляется метод с применением ультразвука.

Нефтяные эмульсии имеют цвет от светло-желтого до темно-коричне­вого. Они относятся к типу вода в нефти, т.е. нефть является дисперсионной средой, а вода – дисперсной фазой. Такие эмульсии относят к гидрофобным, т.е. не смачиваемым водой. Они в водной среде всплывают на поверхность, а в среде бензина растворяются.

Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями. В поверхностных слоях жидкости есть поверхностное натяжение, которое определяет­ся силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей повер­х­ности. Поверхностное натяжение нефти составляет 0, 02–0, 05 Н / м.

В природе имеются вещества, способные повышать поверхностное на­тя­же­ние; они называются поверхностно-активными веществами (ПАВ). Если в состав молекулы ПАВ входит углеводородный радикал, то эта часть моле­кулы гидрофобная, а если какая-либо полярная группа, то эта гидрофиль­ная частица. ПАВ, распределяясь в двухфазной среде типа жидкость – жидкость, концентрируется на границе раздела фаз и пленкой обволакивает дисперсную фазу. Снижение поверхностного натяжения способствует процес­су механиче­с­кого диспергирования. Эмульсия будет тем более устойчивой, чем более мел­кими будут частицы дисперсной фазы.

При больших размерах капли воды могут сливаться и осаждаться. ПАВ, располагаясь на поверхности капель, образуют своеобразный «панцирь» и пре­пятствуют слиянию капель воды; эмульсия при этом становится устой­чи­вой. Вещества, придающие устойчивость эмульсиям, называются эмульга­то­ра­ми.
В системах нефть–вода эмульгаторами являются смолы, ас­фа­ль­тены, нафтеновые и асфальтогеновые кислоты, которые хорошо растворимы в неф­ти. Эти эмульгаторы располагаются в поверхностном слое эмульсии со сто­ро­ны нефти. Натриевые мыла, хорошо растворимые в воде, ад­сорби­ру­ются в поверхностном слое эмульсии со стороны водной фазы, обволакивая капель­ки нефти, и способствуют образованию эмульсии типа вода–нефть.

11.5.3. Способы разрушения эмульсий. Механизм разрушения эмуль­сий состоит из нескольких стадий: а) столкновение глобул воды; б) слияние глобул в более крупные капли; в) выпадение капель воды в осадок.

Для разрушения эмульсий в промышленности применяют следующие методы: а) механические; б) термические; в) химические; г) электрические.

Механические методы делятся на отстаивание, центрифугирование и фильтрование. Последние два метода применяются редко.

Термический способ заключается в нагреве эмульсии, в результате кото-ро­го пленка эмульгатора расширяется и лопается, а капельки воды слива­ются и осаждаются.

Химический способ состоит в применении деэмульгаторов (ионогенных и неионогенных), осла­б­ляющих структурно-механическую прочность пленок. Ионогенныедеэмульга­то­ры в растворах диссоциируют на катионы и анионы, к ним относятся кислоты (HCl, CH₃COOH, H₂SO₄,), основания (NaOH, Ca(OH)₂) и соли (NaCl, CaCl₂, FeSO₄·7H₂O, FeCl₃, соли нафтеновых кислот и др.). Из электролитов этого типа одни снижа­ют ста­биль­ность эмульсий, другие разрушают пленку эмульгатора, третьи об­ра­зуют нерастворимые осадки с компонентами эмульсии, например с солями. Неионогенные деэмульгаторы – это органические соединения, растворяющие защитную пленку эмульгатора, понижающие вязкость нефти, что спо­собствует отстаиванию воды. Эти вещества наиболее часто применяют на неф­тепромыслах и НПЗ. Примерами неионогенных деэмульгаторов являются дипро­ксамин, диссольван, петроляйт, третоляйт и др.

При электрическом способе разрушения эмульсий повышается вероятность столкновения глобул воды. В переменном электрическом поле частицы воды начинают перемещаться внутри капли, а сама капля вытягивается и перемещается. Далее капли сталкиваются, а затем осаждаются.

Обезвоживание и обессоливание нефти на промыслах наиболее часто осу­ществляют путем внутритрубной, термохимической и электротермохими-чес­кой деэмульсации. При внутритрубной деэмульсации в начало сборного коллектора на нефтепромы­слах подают деэмульгатор в количестве 15–20 г/т нефти, который в процессе движения нефти от скважины до УПН разрушает эмульсию.

При термохимическом обезвоживании в нефть добавляют деэмуль­га­тор, затем ее нагревают до 100–150 ^оС (60–100 ^оС) и направляют в резерву­ары для отстаивания в течение нескольких часов под давлением до 1, 5 МПа.

Электротермохимическое обезвоживание и обессоливание является наиболее современным методом очистки нефти. Его проводят для более тон­кой очистки нефти от воды и солей. Этот метод сочетает термохимическое отстаи­вание нефти с ее обработкой в электрическом поле высокого напря­жения (30–40 кВт). Установки, на которых реализуется данный способ очист­ки нефти, называются электрообессоливающими (ЭЛОУ). Такие установки имеются как на нефтепромыслах, так и на НПЗ. На НПЗ их иногда блоки­руют с установками первичной переработки нефти. Примером такой установки является ЭЛОУ-АВТ. Технологическая схема ЭЛОУ довольно сложная и включает разнообразные аппараты: электродегидраторы, теплообменники, холодильники, емкости, насосы и др.

Главным аппаратом установки ЭЛОУ является электродегидратор. Это резервуар, снабженный электродами, к которым подводят электрический ток с напряжением 30–40 кВт. Известны электродегидраторы вертикаль­ного, шарообразного и горизонтального исполнения. Наиболее современным считается горизонтальный электродегидратор.

После очистки в ЭЛОУ остаточная доля воды составляет 0, 1–0, 15 %, а солей не более 5 мг/л нефти.

11.5.4. Очистка попутных газов от сероводорода и углекислого га­за. H₂S и СО₂ на промыслах удаляют из углеводородных газов с помощью моно- и диэтаноламинов, переводя H₂S и СО₂ в соответствующие соли с пос­ледующей регенерацией аминов путем разложения полученных солей.

11.6. Первичная переработка нефти

В основе первичной переработки нефти лежат процессы дистилляции и ректификации.

11.6.1. Дистилляция (перегонка) – это испарение смеси соединений с последующей конденсацией (осаждением) паров. Метод применяется в тех­нологических процессах перегонки и разделения многокомпонентных жидко­стей. Продукт дистилляции называют дистиллят. Перегонка может быть осу­ществлена однократным, многократным и постепенным испарением.

При однократном испарении в течение всего времени нагревания об­ра­зующиеся пары не выводятся из смеси и остаются в контакте с жидкостью до окончания нагрева. После прекращения нагрева вся парожидкостная смесь выводится в сепаратор, в котором в один прием (однократно) пары отделяют от жидкости.

При многократном испарении разделение фаз производят в несколько приемов, т.е. несколько раз повторяя однократный процесс испарения.

При постепенном испарении образующиеся пары непрерывно выво­дят из перегонного аппарата. На начальной стадии испаряются легкие фракции, а затем более тяжелые. Поэтому постепенное испарение производят в основном в лабораторной практике.

В промышленности применяют главным образом процессы однократ­ного и многократного испарения. При этом низкокипящие фракции, перейдя в пар, остаются в аппарате, повышая в нем парциальное давление испаряющихся высококипящих фракций, что дает возможность вести процесс пере­гон­ки при температурах на 50–100 ^оС ниже, чем при постепенном испарении.

Термическая стабильность нефти сохраняется при атмосферном давле­нии до температуры 350–370 ^оС. В то же время в нефти имеются фракции, выкипающие при высоких температурах, которые при температурах процес­сов выше 370 ^оС начинают разлагаться (термический крекинг). При этом сле­дует отметить, что наиболее высококипящие фракции нефти имеют наимень­шую термическую стабильность. В процессе первичной переработки нефти стараются избегать разложения компонентов нефти. Поэтому разделение высококипящих фракций нефти (мазута) ведут в условиях глубокого вакуума (остаточное давление в системе составляет 3–5 кПа). Проведение перегонки мазута в вакууме позволяет поднимать температуру процесса до 400–410 ^оС. Для понижения парциального давления паров углеводородов перегонку мазута осуществляют с водяным паром ( 2 % на массу мазута).

11.6.2. Ректификация. Получить требуемое качество разделения ком­по­нентов нефти с выходом продуктов, кипящих в заданных температурных ин­тервалах, с помощью простой перегонки невозможно. Поэтому после однократного испарения нефть в парожидкостном состоянии подвергают ректификации. Ректификация – это процесс разделения многокомпонентных жидкостей на отдельные компоненты. Он основан на многократной дистил­ляции. Осуществляется в специальных аппаратах – ректифика­ционных ко-лоннах – вертикальных цилиндрических аппаратах.

В процессе ректификации нефти (атмосферной перегонки) получают углеводородный газ, бензин (конец кипения 180 ^оС), керосин (фракция 180– 240 ^оС), дизельное топливо (фракция 240–350 ^оС) и мазут. Из дистиллятов вырабатывают светлые нефтепродукты (авиационные и автомобильные бензины, керосин, реактивное и дизельное топливо, бензин-раст­воритель). Для всех перечисленных продуктов имеются стандарты, нормирующие фрак­ционный состав и ряд физических и эксплуатационных свойств. Оста­ток по­сле отбора светлых дистиллятов называется мазутом, ректификация которого под вакуумом позволяет получать темные дистилляты – масла.

В нефтепереработке процесс ректификации распространен очень ши­роко. Он применяется не только при первичной переработке нефти, но и практически во всех вторичных процессах нефтепереработки для разделения продуктов реакции (термическом и каталитическом крекинге, коксовании, каталитическом риформинге, алкилировании, гидрокрекинге и др.).

Ректификация – это диффузионный процесс разделения жидкостей, от­личающихся по температурам кипения, путем противоточного многократ­ного контактирования паров и жидкости в ректификационных колоннах. Кон­такт пара с жидкостью в колоннах осуществляется на специальных внут­ренних устройствах (тарелках или насадках). Назначение внутренних устрой­ств состоит в повышении поверхности контакта между жидкостью, стекающей вниз по колонне, и паром, поднимающимся вверх. Схематичное устройство и принцип работы тарельчатой колонны показаны на рисунке 11.2.

II

1 3

VIII

III IV

5

2

Эвапорационная

зона

I

4

IX

IX

V

VII

Рис. 11.2. Устройство и схема работы ректификационной колонны

На схеме обозначено: 1 – ректификационная колонна; 2 – печь; 3 – холодильник-конденсатор; 4 – подогреватель; 5 – тарелки.

I – сырая нефть; II – дистиллят; III – флегма (холодное орошение);
IV, VII – продукты; V – остаток; VI – циркулирующая горячая струя; VIII – вода; IX – пар.

Принцип работы ректификационной колонны. Сырую нефть нагревают до требуемой температуры в печи 2 и подают в эвапорационную часть колонны. Как правило, эвапорационная зона находится в середине колонны. Здесь происходит однократное испарение (эвапорация). Часть ректификационной колонны, расположенная выше эвапорационной зоны, называется концентрацион­ной, а ниже – отгонной. В обеих частях колонны происходит один и тот же про­цесс ректификации, так как из эвапорационной зоны жидкость, содержащая какое-то количество паров, стекает в отгонную колонну, а пары, со­дер­жащие некоторое количество жидкости, поступают в концентрацион­ную часть колонны.

В верхней паровой фазе из колонны выводят дистиллят (ректификат) – низкокипящий продукт, который охлаждают и конденсируют в холодиль­ни­ке-конденсаторе 3, из которого часть конденсата возвращают в колонну над верхней тарелкой в виде флегмы (холодного орошения), а остальное коли­чество в качестве одного из продуктов выводят с установки.

С низа колонны выводят второй (кубовый) продукт (остаток) – высоко­кипящий компонент, который частью нагревают в подогревателе 5 и возвра­щают в низ колонны в виде горячей струи, а балансовое количество выводят с установки. Остаток также может быть товарным продуктом.

Для проведения процесса ректификации в колонне необходимо создать потоки восходящих паров и нисходящей жидкой фазы. Нисходящий поток жидкости создается подачей в колонну холодного орошения, а восходящий поток паров – за счет подачи в куб колонны горячей циркуляционной струи.

Если необходимо разделить многокомпонентную смесь на несколько ин­дивидуальных компонентов или фракций, то в колонне организуют вывод не двух, а большего числа потоков (боковые погоны) или ставят несколько колонн. Примером первого варианта является колонна атмосферной разгонки нефти, которая работает как сложная колонна. Примером второго варианта является блок стабилизации и вторичной перегонки бензиновых фракций, где широкую бензиновую фракцию разделяют на несколько узких фракций.

В настоящее время первичная перегонка нефти во всем мире осущест­вляется на трубчатых установках, работающих при давлениях, несколько превышающих атмосферное (АТ). Название «трубчатые» происходит от трубчатых печей, в которых проводят нагрев сырой нефти перед подачей в ректификационную колонну. На АТ из нефти выделяют светлые фракции (бен­зин, керосин, дизельное топливо). Остатком атмосферной колонны является мазут. Для получения дополнительного количества светлых (дизельных) и масляных фракций мазут подвергают ректификации в вакуумных труб­чатых установках (ВТ). Остатком вакуумной колонны служит гудрон. Современные уста­новки первичной перегонки нефти объединяют атмосферную и вакуумную перегонку и называются атмосферно-вакуумными трубчатыми установ­ками (АВТ).

11.6.3. Комбинированная атмосферно-вакуумная трубчатая установ­ка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-6. На этой установке с проектной мощностью 6 млн. т нефти в год ведут процессы обезвоживания и обессоливания нефти, ее атмосферно-вакуумную перегонку и вторичную перегонку бензина. Технологическая схема установки включает четыре блока:

– обезвоживания и электрообессоливания (ЭЛОУ);

– атмосферной разгонки (АТ);

– вакуумной разгонки (ВТ);

– физической стабилизации и вторичной перегонки бензинов (ФСБ).

Технологическая схема установки приведена на рисунке 11.3.

На схеме обозначено: 1, 14, 17, 22–25, 31, 35, 39, 40, 42–44, 46, 47, 49 – насосы; 2–7, 9, 10, 45 – теплообменники; 8, 16, 26–30 – ректификационные ко­лонны; 11, 19 – воздушные холодильники-конденсаторы; 12, 20, 33, 37 – водяные холодильники-конденсаторы; 13, 18, 21, 38 – емкости; 15, 32, 41 – трубчатые печи; 34 – эжектор; 35, 48, 50 – водяные холодильники.

I – нефть; II – газ; III – головка стабилизации; IV – VII – узкие бензи-новые фракции; VIII – фракция 180–230 ^оС; IX – фракция 230–280 ^оС;
X – фракция 280–350 ^оС; XI – фракция 350–500 ^оС; XII – фракция выше 500 ^оС; XIII – фракция ниже 350 ^оС; XIV – фракция выше 400 ^оС; XV – водя­ной пар.

Согласно этой схеме, сырую нефть насосом 1 прокачивают двумя пото-ками через теплообменники 2, 3 и 4, 5 соответственно. Нагрев нефти в тепло­обменнике 2 осуществляется за счет тепла верхнего циркуляционного ороше­ния атмосферной колонны 16, в теплообменнике 3 – за счет тепла нижнего циркуляционного орошения атмосферной колонны 16, в теплообменнике 4 – за счет тепла нижнего циркуляционного орошения вакуумной колонны 30, в теплообменнике 5 – за счет тепла верхнего циркуляционного орошения ва­ку­умной колонны 30. После теплообменников 2–5 нефть подают на блок ЭЛОУ (А), где происходит обессоливание и обезвоживание нефти. Очищенную нефть с блока ЭЛОУ направляют на дополнительный нагрев двумя потоками в теплооб­менники 6, 7 и 9, 10. Нагрев нефти в теплообменниках 6, 7 и 10 осуществляют теплом гу­дрона, отводимого из вакуумной колонны 30, а в теплообменнике 9 – теп­лом нижнего циркуляционного орошения колонны 30.

После теплообменников 6, 7, 9 и 10 нефть подают в отбензинивающую колонну 8. Схема действия этой колонны идентична работе колонны 8 установки ЭЛОУ-АТ-6. После колонны 8 отбензиненную нефть насосом 17 подают в основную атмосферную колонну 16, в которой отбирают три боковых погона: керосиновую фракцию (180–230 ^оС), легкую дизельную (230–280 ^оС) и тяжелую дизельную (280–350 ^оС) фракции. Остаток из колонны 16 (мазут) насосом 31 подают в трубчатую печь 32, где его нагревают до 410 ^оС, после чего направляют в вакуумную колонну 30, в которой поддерживают оста­точное давление
6 кПа. В низ колонны 30 подают водяной пар.

С верха колонны 30 отбирают водяной пар и газы разложения, которые конденсируют в холодильнике 33, и далее направляют в эжектор 34, с помо-щью которого создают вакуум в колонне 30. Несколько ниже отбирают фракцию ниже 350 ^оС, которую конденсируют в холодильнике-конденсаторе 35, откуда насосом 36 выводят с установки. В вакуумной колонне 30 пре­дусмотрен вывод трех циркуляционных орошений. Верхнее циркуляцион­ное орошение отбирают с 15-й тарелки, прокачивают насосом 36 и через холодиль­ник 34 частично возвращают в колонну на 18-ю тарелку, а остаток выводят с ус­тановки. Среднее циркуляционное орошение забирают насосом 43 с девятой тарелки, прокачивают через теплообменник 5 и частью возвращают в колонну на 11-ю та­рел­ку, а балансовое количество выводят с установки. Ниж­нее циркуляционное орошение выводят с пятой тарелки насосом 42 и после охла­ждения в теплообменниках 4 и 9 частично возвращают в колонну на шестую тарелку, а остальное количество отводят с установки.

Остаток вакуумной перегонки – гудрон – после охлаждения в теплооб­мен­никах 6, 7 и 10 откачивают с установки.

Бензиновые фракции из колонн 8 и 16, собранные в емкости 18, насо­сом 46 подают в стабилизационную колонну 26. В качестве дистиллята в этой колонне отбирают головку стабилизации, которую конденсируют в хо­ло­­дильнике 37, конденсат собирают в емкости 38, из которой частично возвра­­щают в колонну в виде флегмы, а остаток выводят с установки.

Стабилизированную широкую бензиновую фракцию отбирают из куба колонны 26, частично циркулируют в нижней части колонны насосом 40 че­рез трубчатую печь 42, а балансовое количество отправляют на блок Б вто­рич­ной перегонки бензина. На блоке Б выделяют узкие бензиновые фракции н.к.–62 ^оС, 62–85 ^оС, 85–105 ^оС, 105–140 ^оС и 140–180 ^оС.