Файл: Литературный обзор.docx

На рисунке 2 приведена принципиальная схема ЭЛОУ с двухступенчатым обезвоживанием и обессоливанием нефти.


Рисунок 2 − Принципиальная схема блока ЭЛОУ установки АВТ-6: 1 - насос сырьевой нефти; 2 – насос подачи воды; 3 – насос подачи деэмульгатора; 4 - теплообменники нагрева нефти; 5 – смесительные клапаны; 6 – емкости отстоя дренажной воды; 7, 8 – электродегидраторы I и II ступени соответственно; I – сырая нефть; II – обезвоженная и обессоленная нефть; III – промывная вода; IV – деэмульгатор

Сырая нефть насосом прокачивается через теплообменник, тепловые подогреватели и, нагретая до температуры (115 ± 5) °С, поступает в электродегидратор первой ступени. Перед сырьевым насосом в нефть вводится деэмульгатор, а после паровых подогревателей – раствор щёлочи. Введение раствора щёлочи для нефтей, с низким значением рН содержащейся в них воды, необходимо для обеспечения нейтральной среды, что положительно влияет на эффективность процесса. Кроме щёлочи и деэмульгатора в нефть добавляется отстоявшаяся вода, которая отводится из электродегидратора второй ступени и закачивается в инжекторный смеситель. Предусмотрена, также подача свежей воды массой до (7,5 ± 2,5) % от массы нефти. В смесителе нефть равномерно перемешивается со щёлочью с водой.

Нефть поступает вниз электродегидратора через трубчатый распределитель. Обессоленная нефть выводится из электродегидратора сверху через коллектор. Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата.

Отстоявшаяся вода через дренажные коллекторы поступает в канализацию или дополнительные отстойники. Из электродегидратора первой ступени сверху не полностью обезвоженная нефть поступает в электродегидратор второй ступени, с верха которого обессоленная и обезвоженная нефть отводится с установки в резервуары. А на комбинированных установках нефть подогревается и подаётся в ректификационную колонну атмосферной перегонки. Основными технологическими параметрами процесса электрообессоливания нефти являются:

- температура и давление в электродегидраторах,

- расход промывной воды, расход деэмульгатора;

- также удельная производительность электродегидратора;

- содержание хлоридов и воды на входе выходе блока ЭЛОУ;

---

- содержание нефтепродукта в дренажной воде;

- содержание деэмульгатора в дренажной воде.

Как уже отмечалось, подогрев нефти до определенной оптимальной температуры снижает вязкость нефти, что облегчает седиментацию (осаждение) капель воды, способствует большей растворимости в нефти абсорбционных пленок и тем самым снижению их механической прочности. Одновременно при повышении температуры увеличивается скорость движения капель и вероятность их столкновения, что в конечном результате ускоряет их коалесценсию.

В тоже время, с увеличением температуры растет упругость паров и соответственно повышается давление в аппаратах, резко увеличивается расход электроэнергии в электродегидраторах вследствие повышения электропроводности нефти, значительно усложняются работы проходных и подвесных изоляторов. Кроме того, повышение температуры влечет за собой дополнительные затраты на охлаждение дренируемой из электродегидраторов воды перед ее сбросом в канализацию. Для каждой нефти, в зависимости от ее свойств, имеется определенный технологический и технико-экономический оптимум температуры обессоливания.

Процесс обессоливания нефти связан с большим потреблением воды. На НПЗ обычно используют технологические конденсаты водяного пара, обратную воду, то есть применяется замкнутый цикл водоворота. Для сокращения расхода пресной воды и количества стоков на многих ЭЛОУ пресную воду подают только на последнюю ступень, а затем повторно используют дренажную воду с последующей ступени для промывки нефти в предыдущей. Такая схема позволяет значительно (в два – три раза) снизить потребление пресной воды и количество загрязненных стоков без ущерба для качества обессоливания.

Дальнейшее сокращение расхода пресной воды и количества стоков на ЭЛОУ может быть достигнуто, если повторно использовать воду не только со ступени на ступень, но и внутри ступеней, т.е. при рециркуляции дренажной воды. В этом случае можно обеспечить глубокое обессоливание нефтей до остаточного содержания солей (2 ± 1) мг/дм³ при общем расходе пресной воды всего от одного до четырёх процентов (для труднообессоливаемых нефтей с высоким содержанием солей − до семи процентов).

---

Все сточные воды НПЗ, содержащие нефтяные соли и загрязнения, должны выпариваться на специальных установках термического обезвоживания стоков (УТОС) до сухого остатка. Полученный водный дистиллят используется для промывки нефти на ЭЛОУ, а твёрдый остаток неорганических солей подвергается захоронению в специальных емкостях.

На современных ЭЛОУ получают нефти с показателями:

- массовая концентрация солей, мг/дм³, не более 3−5;

- массовая доля воды, %, не более 0,1;

- массовая доля механических примесей, % отсутствуют.
1.4. Установка комплексной подготовки нефти
Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН).

Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рис.5


Рисунок 5 - Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти: 1, 9, 11, 12 - насосы; 2, 5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор; 6 - стабилизационная колонна; 7 - конденсатор- холодильник; 8 - емкость орошения; 10 - печь; I - холодная "сырая" нефть; II - подогретая "сырая" нефть; III - дренажная вода; IV - частично обезвоженная нефть; V - пресная вода; VI - обезвоженная и обессоленная нефть; VII - пары легких углеводородов; VIII - несконденсировавшиеся пары; IX - широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X - стабильная нефть
Работает УКПН следующим образом. Холодная "сырая" нефть из резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 ^oС. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 1, 5.

---

Нетрудно видеть, что в УКПН производятся обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. Причем для обезвоживания используются

одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т.е. сочетание сразу нескольких методов.

---

2. Технологическая часть

2.1 Описание технологической схемы установки

В связи с большой мощностью установки подготовки нефти (УПН), вся нефтяная эмульсия, поступающая в цех первичной подготовки нефти (ЦППН), делится на два равных потока и подается соответственно на УПН-1, УПН-2, УПН-3, имеющих одинаковое технологическое оформление.

В Приложении приведена технологическая схема установки подготовки нефти УПН-1, т.к. две другие установки подготовки нефти являются аналогичными первой.

В сырую нефть из блока реагентного хозяйства БРХ вводится деэмульгатор в количестве до 20 г/т, с целью увеличения интенсивности обезвоживания. Добавление деэмульгатора в сырую нефть дает возможность разрушить слои природных стабилизаторов нефтяной эмульсии, входящих в состав защитных оболочек глобул воды и способствует их переводу с границы раздела фаз в объем.

Далее, предварительно нагретая в печи П-1 до температуры 5°С, газожидкостная смесь с обводненностью до 30 % поступает на первую ступень сепарации ТФС-1/7, на которой смонтированы трехфазные сепараторы для отделения основной массы воды и газа типа НГСВ I-0,6-3400 объемом 200м ³ каждый. Обезвоженная нефть (до 5 % обв.) с ТФС-1/7 поступает в блок нагрева П-2, в печи ПТБ-10. После нагрева до 50°С, некондиционная нефть поступает в блок сепарации второй ступени С-1, где установлены сепараторы типа НГС 0,6-2400 объемом 50 м ³. Затем для более глубокого обезвоживания нефть поступает в электродегидраторы ЭГ-1/2, типа ЭГ-200 объемом 200 м ³. После электрообезвоживания и обессоливания нефть направляется на концевую сепарационную установку КСУ для окончательной дегазации нефти где используются нефтегазовые сепараторы типа НГС 0,6-2000 объемом 25 м ³. С КСУ нефть с обводненностью до 0,2 % поступает в резервуарный парк РВС-1/2. Далее насосами Н-1/3 нефть откачивается на НПС, а затем в магистральный нефтепровод.

Подтоварная вода из трехфазных сепараторов ТФС-1/7 и электродегидраторов ЭГ-1/2 поступает на очистные сооружения для очистки и дальнейшей откачки на блок КНС в систему поддержания пластового давления. Отделившийся попутный газ из сепаратора С-1 направляется на установку подготовки газа (УПГ).

---