ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО  ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ 
 
 
 
 
 
 

Реферат на тему

принципиальная  технологическая  схема термохимической  установки обезвоживания  нефти

Выполнил                --- 

Проверил                    Леонтьев А. П. 
 
 
 

Тюмень 2011

     Обезвоживание нефти - один из важных процессов переработки  нефти, предшествующий ее перегонке. Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

• гравитационный отстой нефти;
• горячий отстой нефти;
• термохимические методы;
• электрообезвоживание нефти.

      Наиболее  прост по технологии процесс гравитационного  отстоя. В этом случае нефтью заполняют  резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти, поэтому применяют горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 –70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является их малая эффективность. Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ (поверхностно-активные вещества). Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть-вода" и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отменяет слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды. Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание нефти связано с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20-30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50-70°С. При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м³ воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов а, следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок.

     Стойкие эмульсии снижают межремонтный пробег  работы скважин из-за обрывов штанг  в штанговых скважинных насосных установках, а вследствие перегрузок погружного электродвигателя, наблюдаются пробои электрической части установок электропогружного центробежного насоса. Затрудняется процесс сепарации газа и предварительный сброс воды на установках  с предварительным сбросом воды. Учитывая, что со временем стойкость эмульсий повышается, это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсий, не допуская ее старения. Поэтому целесообразно проводить обезвоживание нефти не месторождениях.

     Транспорт обводненной нефти удорожается  не только из-за перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти  воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии  зависит от содержания в ней воды и значительно выше, чем вязкость чистой нефти.

     Вместе  с водой при обезвоживании  из нефти удаляются соли, растворенные в воде, механические примеси, являющиеся причиной коррозии и загрязнения  трубного пространства теплообменных  аппаратов на нефтеперерабатывающих  заводах. 

     Окончательная, более глубокая очистка нефти  от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания путем интенсивного перемешивания обезвоженной нефти  с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают.

     В настоящее время на наши заводы поступают  нефти, содержащие до 2% пластовой воды. Суть обезвоживания нефти при ее подготовке, как на нефтепромыслах, так и на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) сводится к деэмульсации водонефтяной эмульсии и отделению пластовой воды.

     Обезвоживание нефти - один из важных процессов переработки  нефти, предшествующий ее перегонке. Перегонка  добытой из недр земли обводненной  нефти сложна и экономически невыгодна. К нестойким эмульсиям, способным  расслаиваться на нефть и воду лишь вследствие разности плотностей компонентов, применяется продолжительное  отстаивание в резервуарах. Обезвоживание  нефти термохимическим способом проводят в основном только на промыслах преимущественно при обезвоживании нефти и лишь в отдельных случаях. При этом способе факторами, обеспечивающими приемлемые для нефтепромыслов время и качество отстоя эмульсии является подогрев нефти до температуры 50 - 60 С и подача деэмульгатора. При таком довольно умеренном повышении температуры весьма существенно снижается вязкость нефти, значительно увеличивается разность плотностей воды и нефти и, что очень важно, уменьшается прочность защитной пленки, окружающей капельки воды, в результате повышения ее растворимости в нефти. Выбор температуры деэмульгирования зависит от свойств нефти и условий его проведения. Для легких маловязких нефтей в случае ведения процесса при атмосферном давлении с отстоем в резервуарах, во избежание вскипания нефти применяют более низкие температурные пределы. Для нефтей с повышенной плотностью и вязкостью при ведении процесса в отстойниках под давлением применяют более высокие температурные пределы.

     При деэмульгировании нефти на промыслах  и нефтеперерабатывающих заводах  используют поверхностно-активные вещества для облегчения разрушения нефтяных эмульсий.

     Основной  задачей деэмульгирования нефти  является разрушение пленки эмульгатора. В зависимости от стойкости эмульсии применяют различные методы ее разрушения. Существуют три метода разрушения нефтеносных  эмульсий: механический, химический и  электрический. На промыслах и нефтеперерабатывающих  заводах применяют также комбинированный способ, сочетающий термохимическое отстаивание под избыточным давлением и химическую обработку эмульсии в электрическом поле высокого напряжения.

     Большое значение для эффективного деэмульгирования нефти имеют плотность нефти, ее вязкость, количественный и качественный состав эмульгаторов. Вязкость среды (нефти) может быть уменьшена повышением температуры. Кроме того, повышенная температура в определенной степени снижает прочность сольватного слоя и повышает растворимость. Все это несколько снижает устойчивость эмульсии.

     Термохимическое обезвоживание нефти - это наиболее распространённый в России метод, впервые применённый ещё в 1914 г. В настоящее время до 80 % добываемой в России нефти подготавливается подобным способом. Существует несколько разновидностей термохимического метода. Наиболее распространены установки, работающие под атмосферным давлением.

     Ниже  представлена принципиальная технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти с описанием работы.

Рис.1. Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти

1- сырьевой  резервуар; 2 – насос; 3 – теплообменник; 4 – печь; 5 – отстойник; 6 – резервуар.

     В   термохимической  установке  обезвоживания   нефти сырую нефть или нефтяную  эмульсию I из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом  2  в  нефть  закачивают  деэмульгатор II.  В  теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия подогревается, и в процессе ее турбулентного перемешивания в насосе и при движении по трубному змеевику в печи происходит доведение реагента-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение бронирующих слоев асфальтосмолистых  веществ.  Нагрев  в трубчатой печи  осуществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры 70°С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой   печи  4   можно   использовать  пароподогреватель.  Оптимальной температурой нагрева считается такая, при которой кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет 4·10^-6 м²/с. Неустойчивая эмульсия  из  трубчатой печи 4  поступает  в  отстойник 5,  где  расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6,  из  которого  товарная  нефть  III  насосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод. Сырьевой  резервуар  1  может работать как  резервуар  с предварительным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, выходящей  из отстойника 5 и  содержащей деэмульгатор, подается в поток сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия-, см. рис.1). В этом случае резервуар 1 оборудуют распределительным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отделившая в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку по подготовке сточных вод.