Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Электрообессоливание и обезвоживание сырой нефти

03.04.2019


Нефть, поступающая на завод, не является гомогенным раствором углеводородов. Ее скорее следует рассматривать как эмульсию, в которой дисперсионной средой служит углеводородная фаза, а дисперсной фазой — водный раствор минеральных солей.

Эмульсия — это дисперсная система, в которой одна жидкость раздроблена в другой, не растворяющей ее жидкости. Дисперсная система — это гетерогенная система, в которой одна из фаз в виде мельчайших частиц равномерно распределена в другой фазе. Дисперсионной средой называется непрерывная фаза, в которой распределены частицы, а сами частицы, распределенные в дисперсионной среде, называются дисперсной фазой.

Роль воды и минеральных солей в коррозионном процессе подробно рассмотрена ранее. В нефти, поступающей на завод, содержание воды колеблется, как правило, от 0,2 до 2%. В связи с высокой гидрофильностью металлической поверхности уже 0,45% воды в среде оказывается достаточным, чтобы коррозионный процесс свободно протекал по электрохимическому механизму. Повышение содержания воды в нефти облегчает его протекание, особенно при высоком содержании в ней солей. Это является главной причиной того, что перед началом переработки нефть стремятся освободить от воды.

На промыслах водонефтяную эмульсию, добытую из недр, первоначально разделяют путем отстаивания, в процессе которого капли воды благодаря большей, чем у нефти плотности скапливаются в нижней части аппарата отстойника. Скорость осаждения капель воды подчиняется закону Стокса:
Электрообессоливание и обезвоживание сырой нефти

где V — скорость оседания капель воды, см/сек;

d — диаметр отделяющихся капель воды или нефти, см;

y1 и y2 — плотности воды и нефти соответственно, г/см3;

g — ускорение свободного падения, см/сек2;

n — динамическая вязкость углеводородной фазы, г/(см*сек).

Анализ уравнения (6.1) показывает, что скорость осаждения тем выше, чем крупнее капельки воды, больше разница в плотности водной и углеводородной фаз и чем меньше плотность нефти. Повышение температуры процесса отстаивания способствует увеличению его эффективности: снижается вязкость нефти, увеличивается разность между плотностью нефти и воды. Поэтому процесс отстаивания на промыслах проводят при температуре 60°С. Тем не менее даже при этом удается освободиться от воды лишь частично — только от наиболее крупных глобул, а мелкие капли, размеры которых соответствуют размерам дисперсной фазы в коллоидных системах (до 400 нм), отделить не удается.

Для освобождения нефти от мелкодисперсной водной фазы используют основные принципы теории разрушения дисперсных систем.

В истинном растворе между молекулами растворителя и растворенного вещества имеет место межмолекулярное взаимодействие, энергия которого соизмерима с энергией межмолекулярного взаимодействия между молекулами как растворителя, так и растворенного вещества. Чем больше разница между энергией межмолекулярного взаимодействия веществ, тем хуже растворимость одного вещества в другом. При образовании дисперсных систем эта разница существенна.

Разница в энергиях межмолекулярного взаимодействия растворителя и растворенного вещества определяет появление границы раздела фаз при диспергировании одного вещества в другом. Это граница характеризуется определенной потенциальной энергией межфазовой поверхности, которую называют поверхностной энергией. Работу, затрачиваемую на образование единицы новой поверхности раздела фаз и равную изменению энергии Гиббса о соответствующем процессе, называют поверхностным натяжением (Дж/м2). Поскольку все процессы в природе стремятся к уменьшению энергии Гиббса, самопроизвольно должны протекать процессы, направленные на уменьшение площади поверхности границы фаз в дисперсной системе. Следовательно, дисперсные системы являются термодинамически неустойчивыми и должны со временем разрушаться. Коагуляция («слипание») частиц способствует их укрупнению и в конечном итоге расслоению эмульсии. Коагуляция дисперсной фазы, таким образом, является энергетически выгодным направлением взаимодействия дисперсионной среды (углеводородной фазы) и дисперсной фазы (глобул воды).

Помимо этого, коагуляции также способствует Ван-дер-Ваальсово дисперсионное притяжение глобул воды. Сами глобулы электронейтральны и неполярны. Однако из-за мгновенных смещений в них положительно и отрицательно заряженных ионов растворенных солей и самих полярных молекул воды на мгновения они превращаются в диполи (мгновенные диполи), которые взаимодействуют электростатически. Взаимодействие мгновенных диполей называется дисперсионным взаимодействием. За счет этого взаимодействия частицы дисперсной фазы притягиваются друг к другу. Столкновение частиц дисперсной фазы вследствие такого притяжения очевидно может привести к их коагуляции. В то же время процесс коагуляции частиц дисперсной фазы в системе нефть/вода весьма затруднен из-за присутствия в ней соединений, препятствующих объединению отдельных частиц дисперсной фазы и таким образом стабилизирующих эмульсию. В роли таких стабилизаторов выступают кислород-, серо- и азотсодержащие соединения нефти, а также металлопарафиновые комплексы ванадия, никеля, железа и магния.

Молекулы стабилизаторов дифильны, то есть состоят как бы из двух частей — полярной, хорошо сорбирующейся водной фазы, и неполярной, хорошо сорбирующейся углеводородной фазы. Благодаря такой своей природе молекулы стабилизаторов создают адсорбционный слой на поверхности раздела вода/нефть, снижая при этом поверхностную энергию и стремление частиц дисперсной фазы к коагуляции.

Учитывая все это, при отделении нефти от воды на НПЗ используют следующие мероприятия.

Нефть из резервуаров направляют в сырьевые теплообменники, где ее температуру поднимают примерно до 120—140°С. Это дает возможность существенно повысить кинетическую энергию частиц дисперсной фазы, обеспечив более высокую частоту их соударений и более высокую эффективность этих соударений (количество соударений, приводящих к коагуляции). Кроме того, с повышением температуры, как указывалось выше, снижается вязкость нефти, увеличивается разница в плотности нефти и воды, что ускоряет процесс осаждения водной фазы (уравнение 6.1).

В процессе обезвоживания в нефть добавляют деэмульгаторы. Их действие может быть основано на разных принципах. Они могут растворять пленку стабилизатора, «смывая» ее с поверхности капли, могут вытеснять молекулы стабилизатора, образуя на поверхности раздела частиц дисперсной фазы с дисперсионной средой гидрофильный слой, не препятствующий коагуляции глобул воды. Деэмульгаторы вводят обычно в отстойные резервуары или в трубопроводы, связывающие резервуар с блоком ЭЛОУ.

В настоящее время используют как отечественные (Геркулес 1017, Геркулес 1603), так и зарубежные деэмульгаторы (Диссоль-ван 33S9, Диссольван 4411, Камеликс 3460, Виско 412 и др.). Показано, что нефтерастворимые деэмульгаторы значительно эффективнее водорастворимых. Как правило, для качественного электрообессоливания и обезвоживания бывает достаточно ввести 3— 5 г реагента на тонну сырой нефти.

Обезвоживаемая нефть подвергается воздействию переменного электрического поля. Процесс проводится в специальных аппаратах — электродегидраторах, в которые вмонтированы электроды. При помощи них в аппарате создается переменное электрическое поле. Под его воздействием глобулы воды поляризуются, притягиваются друг к другу и коагулируют. На отечественных заводах применяют эффективные шаровые и горизонтальные электроде-гидраторы.

Перед подачей в электродегидраторы в нефть вводят пресную промывочную воду, диспергируя ее в сырье. Объединяясь с капельками высокоминерализованной воды, присутствующей в эмульсии, промывочная вода, во-первых, увеличивает размеры дисперсной фазы и облегчает процесс разделения эмульсии, а во-вторых, снижает концентрацию солей в водной фазе, обеспечивая удаление их из сырьевой эмульсии. Кроме того, промывочная вода препятствует образованию «осколков» — высокоминерализованных глобул воды очень малого размера, которые трудно поддаются процессу коагуляции. Для повышения эффективности электрообезвоживания и обессоливания процесс, как правило, проводят в три ступени. Благодаря всем этим мероприятиям содержание солей в нефти удается снизить до 2—5 мг/л, а воды в нефти — до 0,05%.

Для снижения опасности коррозии трубных пучков сырьевых теплообменников промывочную воду рекомендуется вводить за теплообменниками перед электродегидраторами. Наиболее рационально свежую пресную промывочную воду подавать на последнюю ступень обессоливания, а сточную с каждой ступени использовать в качестве промывочной в предыдущей ступени. В этом случае наиболее богатая кислородом свежая вода поступает в оборудование, контактирующее с наименее минерализованной водной фазой, а обедненная кислородом — в оборудование с наиболее минерализованной. Это позволяет снизить коррозию аппаратов и трубопроводов стоков блока (установки) электрообезвоживания и обессоливания.

Наиболее целесообразно, с точки зрения предупреждения коррозии оборудования ЭЛОУ, в качестве промывочной воды использовать конденсат водяного пара (в нем низко содержание солей и растворенного кислорода) или химически очищенную воду. Ho экономически это часто оказывается невыгодным, и на заводах в качестве промывочной воды для ЭЛОУ используют конденсат с установок ABT довольно высокой агрессивности.

Агрессивность конденсата определяется его химическим составом: концентрацией в нем кислорода, хлоридов, сероводорода, значением pH. Кислород попадает в него из воздуха при сборе и хранении конденсата в емкости для сбора воды в случае, если в ней не предусмотрено создание атмосферы инертного газа. Наиболее опасно использовать в качестве промывочной жидкости конденсат вакуумной колонны. Эта среда может содержать кислые примеси, хлориды, сероводород. Добавка в нее ингибиторов коррозии или нейтрализаторов (аммиака, содового раствора и др.), повышающих значение pH среды и таким образом снижающих ее агрессивность, в вакуумных блоках установок первичной переработки нефти технологически не предусмотрена. Конденсат атмосферной колонны обычно содержит ингибитор коррозии и/или нейтрализатор и является менее агрессивным. Конденсат колонны предварительного испарения обычно не содержит существенного количества соединений, повышающих его агрессивность (сероводород, соли, соляная кислота).

При использовании в блоках электрообезвоживания и обессоливания оборотной воды, содержащей соли, сероводород и диоксид углерода в целях снижения коррозии электродегидраторов и трубопроводов стоков следует предусматривать специальную подготовку воды, включающую отдув сероводорода, введение в нее нейтрализаторов с доведением значения pH до нейтральных и слабощелочных значений (до 8,0).

Имя:*
E-Mail:
Комментарий: