Проект газоперерабатывающего завода Мастахского местрождения

 

Таблица2.3 - Тип нефти

	Содержание фракций до 3500С,% (масс.)
1(легкая)	>55,0
2(средняя)	45-54,9
3(тяжелая)	<45

Таблица 2.4 - Группа нефти

	Потенциальное содержание базовых  масел, %
	На нефть	На мазут (фр.350)
1	>25	>45
2	15-24,9	45
3	15-24,9	30-44.9
4	<15	<30

 

Таблица 2.5 -  Подгруппа нефти

	Индекс вязкости масел
1	>95
2	90-95
3	85-90
4	<85

 

Таблица 2.6 - Вид нефти

	Содержание парафина,% (масс.)	Требования по депарафинизации
		требуется	не требуется
1 (малопарафинистая)	<1.5		Для получения реактивного и дизельного топлив и  дистиллятных базовых масел .
2 (парафинистая)	1.51-6.0	Для получения и летнего  дизельного топлив	Для получения зимнего  топлива и дистиллятных базовых масел
3 (высокопарафинистая)	>6.0	Для получения реактивного  и дизельного топлив и дистиллятных базовых масел.

 

Шифр нефти по этой классификации записывается пятизначным числом с точками, например 1.2.2.1.1- малосернистая нефть, со средним содержанием светлых дистиллятов, с достаточно высоким содержанием высокоиндексных масел и низким содержанием парафина.

Направление промышленной переработки (на топлива или масла), набор технологических процессов (сероочистка, депарафинизация) и ассортимент конечных продуктов, определяется в зависимости от шифра.

Технологическая классификация базируется на массиве данных, получаемых в  результате исследования нефти. Два из них – потенциальное содержание светлых нефтепродуктов и потенциальное содержание масел, имеют важное технологическое значение. Так, используя программу №1 исследования нефти, можно четко представить направление переработки нефти:

-определение физико-химических характеристик нефти;

-перегонка нефти на узкие  10-20 градусные фракции, компаундирование  из них различных нефтепродуктов (бензина, сырье для риформинга, керосины различного назначения, дизельные топлива, сырье крекинга, масляные дистилляты и остаточные продукты) и определение физико-химических характеристик всех этих продуктов;

-определение суммарного потенциального  содержания светлых нефтепродуктов;

-физико-химическую характеристику  остатков разной глубины отбора  от нефти;

-определение выхода кокса при коксовании остатков;

-установление возможности получения  битума;

-установление потенциального содержания  и физико-химических свойств базовых  масел в остатке нефти выше 350⁰С;

-определение шифра нефти. 

 

2.1.2 Физико - химические основы обессоливания и обезвоживания [3]

 

Добываемая из недр земли  нефть, помимо растворенных в ней  газов, содержит некоторое количество примесей - частицы песка, глины, кристаллы  солей и воду. Содержание твердых  частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90%воды и только 10% нефти. Для перекачки же по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды.

Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно. Хлористый натрий практически не гидролизуется. Хлористый кальций в соответствующих условиях может гидролизоваться в количестве до 10% с образованием НС1. Хлористый магний гидролизуется на 90%, причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтеперерабатывающей аппаратуры. Гидролиз хлористого магния

МgСl₂ + Н₂0    МgОНС1 +НС1

Может протекать под  действием воды, содержащейся в нефти, также за счет кристаллизационной воды хлористого магния. Разъедание аппаратуры продуктами гидролиза происходит как в зонах высокой температуры (трубы печей, испарители, ректификационные колонны), так и в аппаратах с низкой температурой (конденсаторы и холодильники).

При перегонке нефти в результате разложения сернистых соединений образуется сероводород, который (особенно в сочетании с хлористым водородом) является причиной наиболее сильной коррозии аппаратуры. Сероводород в присутствии воды или при повышенных температурах реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое железо:

Fе +Н₂S FеS +Н₂

Покрывающая поверхность  металла защитная пленка из FеS частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как сернистое железо вступает в реакцию:

FеS + 2НС1  FеС1₂ + Н₂S

Хлористое железо переходит  в водный раствор, а освобождающийся  сероводород вновь реагирует  с железом.

Минерализация, или соленость  воды, добываемой вместе с нефтью, измеряется количеством сухого вещества, остающегося после выпарки 1 л. воды. Соленость нефтей выражается в миллиграммах хлоридов (в пересчете на NaС1), приходящихся на 1 л. сырья, и зависит от степени минерализации пластовой воды и содержания ее в нефти. Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающий завод, должно быть не более 50 мг/л, а в нефти, направляемой на перегонку, - не более 5 мг/л..

В сырой нефти присутствуют соединения таких металлов, как натрий, кальций, магний, представляющие собой водорастворимые соли, которые содержатся в эмульгированной пластовой воде данной нефти. В ходе промывки свежей водой в процессе обессоливания происходит перераспределение солей между пластовой и свежей водой. После разрушения эмульсии в электрическом поле электродегидраторов соли данных металлов удаляются вместе с дренажной водой в стоки ОБОН.

Присутствующие в сырой  нефти соединения таких металлов, как железо, ванадий и никель и  представляющие собой в основном металлоорганические соединения, находятся в углеводородной фазе. Они концентрируются на поверхности глобул эмульгированной воды. При разрушении эмульсии они могут частично удалятся во взвешенном состоянии с дреннажной водой.

В результате исследований выявлена зависимость содержания натрия и калия от степени обессоливания нефти. Только в области глубокого обессоливания нефти (более 93%) наблюдается наибольшее удаление из нефти натрия на 80% и кальция на 75%. Также установлено, что только при глубоком обессоливании нефти происходит удаление таких металлов, как калий, магний, железо и никель. Определенной зависимости содержания данных металлов от степени обессоливания нефти (выше 90%) обнаружить не удалось. То, что удаление металлов происходит при высокой степени обессоливания нефти можно объяснить суммарным воздействием таких факторов, как расход промывочной воды, действие деэмульгатора, эффективность обезвоживания нефти. Удаление ванадия из сырой нефти не происходит. Содержание ванадия в обессоленной нефти остается таким же, как в сырой нефти, и не зависит от степени обессоливания.

Вода в нефти появляется в результате поступления к забою  скважины подстилающей воды или воды, закачиваемой в пласт с целью  поддержания давления. При движении нефти и пластовой по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит взаимное перемешивание воды и нефти и последующее их дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии.

Нефтяные эмульсии бывают двух типов: "вода в нефти" и "нефть в воде". Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче, являются эмульсиями типа "вода в нефти". В процессе смешивания нефти с водой образуется полидисперсная система, в большинстве случаев с преобладанием глобул, имеющих радиус 2 — 6 мк.

С точки зрения термодинамики  лиофобные нефтяные эмульсии принадлежат  к системам агрегативно неустойчивым, которые из за избытка свободной  энергии на межфазной поверхности  глобул воды стремятся достигнуть состояния  равновесия. Коалесценция глобул воды в нефтяной эмульсии - процесс, идущий односторонне вследствии неустойчивости принципиально необратимой, термодинамически неравновесной дисперсной системы.

Для образования эмульсии недостаточно только перемешивания  двух несмешивающихся жидкостей. Необходимо еще наличие в нефти особых веществ - природных эмульгаторов. Такие вещества всегда содержатся в пластовой нефти. К ним относятся асфальтены, смолы, нерастворимые органические кислоты и такие мельчайшие механические примеси, как ил и глина.

Экспериментально было доказано, что причиной устойчивости нефтяной эмульсии является структурно - механический барьер, образующийся вокруг глобул воды за счет адсорбции на межфазной  поверхности эмульгаторов. Другие же факторы (такие как электрокинетический потенциал, расклинивающее давление и т.п.) для нефтяных эмульсий являются второстепенными и существенного значения не имеют.

Процесс стабилизации или  увеличения устойчивости эмульсии заключается  в том, что природные эмульгаторы, находящиеся в нефти в виде коллоидных растворов - олеозолей, адсорбируются на межфазной поверхности глобул воды. Под воздействием электролитов пластовой воды и других факторов олеозоли коагулируют в гелеобразную, механически прочную гидрофобную пленку, препятствующую слиянию этих капель при их столкновении. В зависимости от времени толщина пленки увеличивается и механическая прочность ее возрастает, т.е. происходит процесс старения эмульсии. Старение эмульсии способствует значительному увеличению устойчивости нефтяной эмульсии.

Введение в свежую нефтяную эмульсию поверхностно - активных веществ - деэмульгаторов препятствует образованию механически прочной  пленки вокруг глобул воды и прекращает старение эмульсии.

Деэмульгаторы должны удовлетворять  следующим основным условиям: хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии, иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела естественные эмульгаторы, обеспечивать достаточное снижение межфазного натяжения на границе фаз при малых расходах реагента, не коагулировать в пластовых водах, быть инертными по отношению к металлам. Деэмульгатор применяют либо в товарной форме (без разбавления), либо в виде растворов в нефти или пресной воде.

По характеру поведения  в водных растворах деэмульгаторы  делятся на ионогенные и неионогенные. Первые в расворах диссоциируют на катионы и анионы, а вторые ионов не образуют. Экспериментально доказано, что наилучшим деэмульгирующим действием обладают неионогенные вещества. Количество такого деэмульгатора необходимое для процесса колеблется от 5 до 60 грамм на тонну нефти, что значительно снижает общую стоимость процесса.

Широко применяются  зарубежные деэмульгаторы такие  как: дисолваны 4411 и 4490, сепаролы 25, 29 и 5084, прохинор, доуфакс, реагент К- 11, прогалиты, прогамины.

Более перспективными являются нефтерастворимые деэмульгаторы, по причине их более высокой эффективности. Они практически нерастворимы в воде и поэтому концентрация нефтепродуктов в сточных водах ОБОН очень низкая. Их использование исключает необходимость подавать деэмульгатор перед последующими ступенями, так как он практически не вымывается водой.

Существуют следующие  основные методы разрушения нефтяных эмульсий: гравитационный отстой, центрифугирование, фильтрация, термохимический метод  и деэмульсация нефти с применением электрических полей. Наиболее широко применяется последний.

Механизм разрушения эмульсий, помещенных в электрическом  поле, следующий. Если безводную нефть налить между двумя плоскими параллельными электродами, находящимися под высоким напряжением, то возникает однородное электрическое поле, силовые линии, которого параллельны друг другу. При замене безводной нефти эмульсией типа "вода в нефти" расположение силовых линий меняется и однородность поля нарушается. В результате индукции электрического поля диспергированные капли поляризуются и вытягиваются вдоль силовых линий с образованием в вершинах капель воды электрических зарядов, противоположных зарядам на электродах. Под действием основного и дополнительного электрических полей происходит сначала упорядоченное движение, а затем столкновение капель воды под действием электрических сил.

С увеличением напряжения, приложенного к электродам, уменьшением  вячкости скорость перемешивания капель воды возрастает, повышается вероятность  деформации, разрыва и слияния их в крупные. Изменение градиента электрического поля необходимо, чтобы преодолеть существующие силы отталкивания у капель с одноименными зарядами. Кроме того, благодаря электрической индукции между каплями, соприкасающимися в цепочках, возникают свои элементарные поля, приводящие к пробою и разрывам оболочек капель и их слиянию. Под воздействием приведенных факторов капли воды беспрерывно сливаются, оседают, начинается интенсивное расслоение эмульсии.