Установка обессоливания и обезвоживания нефтей на НПЗ

Содержание солей в нефтях, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы, обычно составляет 500 мг/л, а воды — в пределах 1 % (масс.). На переработку же допускаются нефти, в которых со­держание солей не превышает 20 мг/л и воды 0,1 % (масс.). Требования к ограничению содержания солей и воды в нефтях постоянно возрастают, так как только снижение содержания солей с 20 до 5 мг/л дает значительную экономию: примерно вдвое увели­чивается межремонтный пробег атмосферно-вакуумных установок, сокращается расход топлива, умень­шается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов.

Большая часть воды в поступающих на НПЗ нефтях находится в виде эмульсии, образованной капельками воды с преобладающим диаметром 2— 5 мкм. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы туго­плавких парафинов, ила и глины, хорошо смачивае­мых нефтью. С течением времени толщина адсорб­ционной пленки увеличивается, возрастает ее меха­ническая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления на многих про­мыслах в нефть вводят деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют и при термохимическом, и приэлектрохимическом обезвоживании нефтей. Расход деэмульгаторов для каждой нефти определяется экспериментально — колеблется от 0,002 до 0,005 % (масс.) на 1 т нефти.

Разрушая поверхностную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию (коалесценции) капелек воды в более крупные капли, которые при отстое эмульсии отделяются быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80—120 °С), так как при этом размягчается адсорб­ционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т. е. улучшаются условия для слияния и оседания капель. Следует отметить, что при температурах более 120°С вязкость нефти меняется мало, поэтому эффект действия деэмульга­торов увеличивается незначительно.

Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При воздействии электрического поля ка­пельки воды, находящиеся в неполярной жидкости, поляризуются, вытягиваются в эллипсы с противо­положно заряженными концами и притягиваются друг к другу. При сближении капелек силы притя­жения возрастают до величины, позволяющей сдавить и разорвать разделяющую их пленку. На практике используют переменный электрический ток частотой 50 Гц и напряжением 25—35 кВ. Процессу электро­обезвоживания способствуют деэмульгаторы и повы­шенная температура. Во избежание испарения воды, а также в целях снижения газообразования электро-дегидраторы — аппараты, в которых проводится электрическое обезвоживание и обессоливание неф­тей —работают при повышенном давлении. На НПЗ эксплуатируются электродегидраторы трех типов:

цилиндрические вертикальные с круглыми гори­зонтальными электродами и подачей нефти в меж­электродное пространство; такие аппараты установ­лены на электрообессоливающих установках ЭЛОУ 10/2;

шаровые с кольцевыми электродами и подачей нефти между ними; они нашли применение на уста­новках ЭЛОУ 10/6 (производительностью 2 млн. т нефти в год);

горизонтальные с прямоугольными электродами и подачей нефти в низ аппарата под слой отстояв­шейся воды.

Характеристики электродегидраторов приведены ниже:

Показатели	Верти­кальный	Шаровый ЭДШ-600	Горизонтальный
1ЭГ-160	ЭГ-160
Диаметр, м Объем, м3 Допустимая температура, оС Расчетное давление, МПа Производительность, т/ч Напряжение между электродами, кВ Напряженность электри­ческого поля, кВ/см	70-80 0,34 10-12 27-33 2-3	10,5 0,69 230-250 32-33 2-3	3,4 0,98 180-190 22-44 1,0-1,5	3,4 1,76 200-250 22-44 1,0-1,5

Электрообессоливающие установки проектируют двухступенчатыми: в электродегидраторах I ступени удаляется 75—80 % (масс.) соленой воды и 95— 98 % (масс.) солей, а в электродегидраторах II ступени —60—65 % (масс.) оставшейся эмульсион­ной воды и примерно 92 % (масс.) оставшихся солей. Число устанавливаемых электродегидраторов при двухступенчатом обессоливании зависит от объема и качества (т. е. содержания воды, солей и стойкости эмульсий) обрабатываемой нефти, от типа и произво­дительности аппарата. Для современных электро­обессоливающих установок проектируют только го­ризонтальные электродегидраторы, которые входят в состав комбинированных установок ЭЛОУ—AT и ЭЛОУ—АВТ. Преимуществами горизонтальных аппаратов являются: большая площадь электродов, следовательно, и большая удельная производитель­ность (объем нефти на единицу сечения аппарата); меньшая вертикальная скорость движения нефти, а значит, и лучший отстой воды; возможность прове­дения процесса при более высоких температурах и давлениях. Подача сырой нефти в низ аппарата обеспечивает ее дополнительную промывку и про­хождение через два электрических поля: слабое — между зеркалом воды и нижним электродом и силь­ное — между электродами. Повышение напряжения между электродами сверх допустимого (22—44 кВт) нежелательно, так как это вызывает обратный эф­фект — диспергирование капелек воды и увеличение стойкости эмульсии.

Аппараты и технологические потоки на двух­ступенчатой обессоливающей установке с' горизон­тальными электродегидраторами показаны на схеме 1-2. Сырая нефть насосом 1 прокачивается через теплообменники 2, паровые подогреватели 3 (на комбинированной установке ЭЛОУ—AT через тепло­обменники боковых погонов) и с температурой 110—120 °С поступает в электродегидратор I ступени 4. Перед насосом / в нефть вводится деэмульгатор, а после подогревателей 3 — раствор щелочи, кото­рый подается насосом 7. Кроме того, в нефть добавля­ется отстоявшаяся вода, которая отводится из элек-тродегидратора П ступени и закачивается в инжек-торный смеситель 5 насосом 13. С помощью насоса 8 предусмотрена также подача свежей воды. В инжек-торном смесителе 5 нефть равномерно перемешивается со щелочью и водой. Раствор щелочи вводится для подавления сероводородной коррозии для нейтрали­зации кислот, попадающих в нефть при кислотной обработке скважин, а вода — для вымывания кри­сталлов солей.

Нефть поступает в низ электродегидратора 4 через трубчатый распределитель 21 с перфорирован­ными горизонтальными отводами. Обессоленная нефть выводится из электродегидратора сверху через коллектор 19, конструкция которого аналогична конструкции распределителя. Благодаря такому рас­положению устройств ввода и вывода нефти обеспе­чивается равномерность потока по всему сечению аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через дре­нажные коллекторы 22 в канализацию или в допол­нительный отстойник 12 (в случае нарушения в элек-тродегидраторе процесса отстоя). Из отстойника насосом 14 жидкая смесь возвращается в процесс. Из электродегидратора I ступени сверху не пол­ностью обезвоженная нефть поступает под давлением в электродегидратор II ступени. В диафрагмовом смесителе 10 поток нефти промывается свежей хими­чески очищенной водой, подаваемой насосом 8. Вода для промывки предварительно нагревается в паровом подогревателе 9 до 80—90 °С; расход воды составляет 5—10 % (масс.) на нефть. Обессоленная и обезвоженная нефть с верха электродегидратора II ступени отводится с установки в резервуары обессо­ленной нефти, а на комбинированных установках она нагревается и подается в ректификационную колонну атмосферной установки.

Уровень воды в электродегидраторах поддержи­вается автоматически. Часть воды, поступающей в канализацию из электродегидраторов I и II ступе­ней, проходит смотровые фонари 15 для контроля качества отстоя.

В таблице приведены показатели работы двух­ступенчатых ЭЛОУ на различных нефтях.

Технико-экономические показатели работы уста­новки ЭЛОУ 10/6 и блока горизонтальных электро­дегидраторов на комбинированной установке ЭЛОУ—АВТ-6 приведены ниже:

Показатели	Три ЭЛОУ 10/6	Блок ЭЛОУ-АВТ-6
Производительность, тыс. т в год Число электродегидраторов Расход пара на нагрев сырья, тыс. МДж Расход электроэнергии, тыс. мВт-ч	1,64	- 0,79

Показатели работы ЭЛОУ на НПЗ:

Завод, нефть (d420)

Содержание до ЭЛОУ

Содержание после ЭЛОУ

Расход деэмульгатора (г/т)

воды, %

солей, мг/л

воды, %

солей, мг/л

Московский НПЗ, ромашкинская (0,868) Омский НПЗ, тюменская (0,858) Новоуфимский НПЗ тюменская (0,858) арланская (0,890) Красноводский, котуртепинская (0,858)

1,00   1,20   1,1 0,4   0,51

0,1   0,1   0,08 0,15   Отсутствует

49*

Дисольван+ОЖК (25)   Дисольван или ОЖК (20)   ОЖК или сепарол (30)     Дисольван (8)

* Нефть промывается морской водой.

Глава II