Материал: Технология глубокой переработки нефти и газа.

нефти и количество образующихся стоков. В этой связи с целью эко­ номии пресной воды на ЭЛ ОУ многих НПЗ успешно применяют двух­ ступенчатые схемы с противоточной подачей промывной воды.

Тепловая обработка э м у л ь с и й заключается в подогреве до опти­ мальной для данной нефти температуры (60-150 °С) в зависимости от ее плотности, вязкостно-температурной характеристики, типа эмульсии и давления в электродегидраторе или отстойнике термо­ химического обезвоживания. Повышение температуры до определен­ ного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования: во-первых, дестабилизации эмульсий в резуль­ тате повышения растворимости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов и, во-вторых, возрастанию скорости осаждения капель воды в резуль­ тате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора.

Обычно как оптимальную в дегидраторах подбирают такую тем­ пературу, при которой вязкость нефти составляет 2 - 4 сСт. Многие нефти достаточно хорошо обессоливаются при 70 - 90°С. При повы­ шении температуры нагрева нефти приходится одновременно повы­ шать и давление, чтобы поддерживать жидкофазное состояние сис­ темы и уменьшить потери нефти и пожароопасность. Однако повы­ шение давления вызывает необходимость увеличения толщины сте­ нок аппаратов. Современные модели электродегидраторов рассчи­ таны на давление до 1,8 МПа.

На технико-экономические показатели ЭЛОУ влияют также интенсивность и продолжительность перемешивания эмульсионной нефти с раствором деэмульгаторов. Так, для деэмульгаторов с ма­ лой поверхностной активностью, особенно когда они плохо раство­ римы в нефти, требуется более интенсивное и продолжительное пе­ ремешивание, но не настолько, чтобы образовалась высокодисперс­ ная система, которая плохо осаждается. Обычно перемешивание не­ фти с деэмульгатором осуществляют в сырьевом центробежном на­ сосе. Однако лучше иметь такие специальные смесительные устрой­ ства, как диафрагмы, клапаны, вращающиеся роторы и т.д. Целесо­ образно также иметь на ЭЛОУ дозировочные насосы малой произ­ водительности.

Основным аппаратом ЭЛОУ является электродегидратор, где, кроме электрообработки нефтяной эмульсии, осуществляется и от­ стой (осаждение) деэмульгированной нефти, т.е. он является одно­

185

временно отстойником. Среди применяемых в промысловых и завод­ ских ЭЛОУ различных конструкций (вертикальных, шаровых и гори­ зонтальных) более эффективными оказались горизонтальные элект­ родегидраторы. По сравнению с использовавшимися ранее вертикаль­ ными и шаровыми горизонтальные электродегидраторы обладают следующими достоинствами (табл.5.1):

-более благоприятными условиями для осаждения капель воды, которые можно оценить удельной площадью горизонтального сече­ ния (зеркала отстоя) и линейной скоростью движения нефти;

-примерно в 3 раза большей удельной производительностью при приблизительно в 1,5 раза меньшей удельной массе и стоимости ап­ парата;

-простотой конструкции, меньшим количеством электрообору­ дования при большей площади электродов, удобством монтажа, об­ служивания и ремонта;

-способностью работать при повышенных давлениях и темпе­ ратурах.

186

Технико-экономические показатели ЭЛОУ значительно улучша­ ются при применении более высокопроизводительных электродегид­ раторов за счет уменьшения количества теплообменников, сырье­ вых насосов, резервуаров, приборов КИП и А и т.д. (экономический эффект от укрупнения) и при комбинировании с установками пря­ мой перегонки нефти за счет снижения капитальных и энергозат­ рат, увеличения производительности труда и т.д. (эффект от комби­ нирования). Так, комбинированный с установкой первичной пере­ гонки нефти (АВТ) ЭЛОУ с горизонтальными электродегидратора­ ми типа 2ЭГ-160, по сравнению с отдельно стоящей ЭЛОУ с шаро­ выми, при одинаковой производительности (6 млн т/г) имеет при­ мерно в 1,5 раза меньшие капитальные затраты, эксплуатационные расходы и себестоимость обессоливания. В последние годы за рубе­ жом и в нашей стране новые АВТ или комбинированные установки (типа ЛК-бу) строятся только с встроенными горизонтальными элек­ тродегидраторами высокой единичной мощности. В настоящее вре­ мя разработан и внедряется горизонтальный электродегидратор объе­ мом 200 м3типа 2ЭГ-200 производительностью = 560 м3/ч (D = 3,4 м и L=23,5 м) и разрабатывается перспективная его модель с объемом 450 м3с улучшенной конструкцией электродов. Одновременно с ук­ рупнением единичных мощностей происходило непрерывное совер­ шенствование конструкции электродегидраторов и их отдельных узлов, заключающееся в улучшении интенсивности перемешивания нефти с деэмульгатором и водой, снижении гидравлического сопро­ тивления, оптимизации места ввода нефти и гидродинамической обстановки, организации двойного или тройного ввода нефти и т.д.

187

дополнительно в пароподогревателе) до оптимальной температуры, смешивается в инжекторном смесителе промывной водой из элект­ родегидратора второй ступени и подается в два последовательно ра­ ботающих электродегидратора ЭГ-1 и ЭГ-2. На входе в ЭГ-2 в поток частично обессоленной нефти подается свежая вода (речная, оборот­ ная или паровой конденсат) в количестве 5-10 % масс, на нефть. Элек­ тродегидратор представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат, внутри которого посередине горизонтально друг другу на расстоянии 25-40 см установлены 3 пары электродов, между кото­ рыми поддерживается напряжение 32-33 кВ. Ввод сырья в ЭГ и вы­ вод из него осуществляются через расположенные в нижней и верх­ ней частях аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники), обеспечивающие равномерное распределение восходя­ щего потока нефти. В нижней части ЭГ между распределителем и электродами поддерживается определенный уровень воды, содержа­ щей деэмульгатор, где происходит термохимическая обработка эмульсии и отделение наиболее крупных капель воды. В зоне между зеркалом воды и плоскостью нижнего электрода нефтяная эмульсия подвергается воздействию слабого электрического поля, а в зоне между электродами - воздействию электрического поля высокого на­ пряжения. После охлаждения в теплообменниках обессоленная и обезвоженная нефть отводится в резервуары подготовленной нефти, а на секции ЭЛОУ комбинированных установок она без охлаждения подается на установки первичной перегонки нефти.

5.1.3. Подготовка горючих газов к переработке

Под горючими газами обычно подразумевают смеси газообраз­ ных горючих веществ: низкомолекулярных углеводородов (алканов и алкенов С,-С4), водорода, окиси углерода и сероводорода, разбав­ ленных такими негорючими газами, как диоксид углерода, азот, ар­ гон, гелий и пары воды.

Горючие газы принято подразделять (классифицировать) в за­ висимости от происхождения на следующие группы:

1) природные (сухие), состоящие преимущественно из метана, добываемые из чисто газовых месторождений;

2) нефтяные (жирные), состоящие из метана и его низкомолеку­ лярных гомологов (С,-С5), добываемые попутно с нефтью;

188

3)газоконденсатные, по составу аналогичные нефтяным, добы­ ваемые из газоконденсатных месторождений;

4)искусственные, к которым относятся:

-нефтезаводские, получаемые при переработке нефти;

-газы переработки твердых топлив (коксовый, генераторный, доменный и др.).

По содержанию серосодержащих компонентов горючие газы де­ лятся на:

-слабосернистые с содержанием сероводорода и тиоловой серы менее 20 и 36 мг/м3соответственно (то есть ниже допустимых норм по отраслевому стандарту ОСТ 51.40-83 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы»), которые не подверга­ ются специальной сероочистке;

-сернистые (условно подразделяемые на малосернистые, серни­ стые и высокосернистые), содержащие сероводород и тиоловую серу более 20 и 36 мг/м3соответственно, подлежащие обязательной очис­ тке от сернистых соединений и переработке последних в газовую серу (только при переработке малосернистых газов допускается сжи­ гание газов регенерации на факелах).

Сероводород и диоксид углерода являются кислыми коррозион­ но-агрессивными компонентами горючих газов, которые во влажной среде способствуют внутренней коррозии труб и оборудования и приводят к ухудшению топливных качеств газа. Поэтому эти при­ меси следует удалять перед транспортировкой и переработкой го­ рючих газов.

Влага, содержащаяся в газе, вызывает различные осложнения в работе газовой аппаратуры. Пары воды в условиях промысловой подготовки и при транспортировании способны конденсироваться и, что особенно опасно, образовывать твердые кристаллогидраты, ко­ торые приводят к возникновению аварийных ситуаций. По этой при­ чине горючие природные газы подлежат, кроме очистки от кислых компонентов, обязательной осушке до допустимых норм (табл.5.2). На практике о влагосодержании горючих газов судят по их точке росы, понимая под этим термином температуру, ниже которой водя­ ной пар конденсируется (выпадает в виде «росы»).

В табл.5.3 приведен состав природных горючих газов некоторых газовых, газоконденсатных (I нефтяных месторождений бывшего

СССР.

189

Примерный состав газа некоторых газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений бывшего СССР. % об._____

190