Технологическая классификация нефтей.

В основу технологической классификации положены признаки, имеющие значение для транспорта, переработки нефтей или получения заданного ассортимента продуктов. Классификация нефтей по технологическим признакам позволяет, с учётом физико-химических свойств нефти и её фракций, определить вариант технологической схемы переработки конкретной нефти.

Например по содержанию Парафинов: П₁ — нефти малопарафинистые, содержащие не более 1,5 % пара­фина (с температурой плавления 50 °С), и при условии, что из нефтей без депарафинизации могут быть получены: топливо для реак­тивных двигателей с температурой начала кристаллизации не выше минус 60 °С; зимние дизельные топлива (240—350 °С) с температурой застывания не выше минус 45 °С и дистиллятные базовые масла оп­ределенного уровня кинематической вязкости при 50 °С с температу­рой застывания для масел с вязкостью от 8 до 14 мм²/с —минус 30 °С, с вязкостью от 14 до 23 мм²/с — минус 15 °С, с вязкостью от 23 до 52 мм²/с — минус 10 °С.

П₂ — нефти парафинистые, содержащие от 1,51 до 6,0 % (мае.) пара­фина, и при условии, что из нефтей без депарафинизации могут быть получены: топливо для реактивных двигателей с температурой начала кристаллизации не выше минус 60 °С и дизельное летнее топливо (фракция 240—350 °С) с температурой застывания не выше минус 10 °С, а дистиллятные базовые масла — с депарафинизацией.

П₃— нефти высокопарафинистые, содержащие более 6,0 % парафи­на, и при условии, что из нефтей не может быть получено без депара­финизации дизельное топливо.

так же по содержанию серы нефти делятся на 3 класса.

3.Назначение, принципиальная схема и режим работы ЭЛОУ. Роль деэмульгатора.

Основная масса промысловой воды и растворённых в ней солей, а также механические примеси отделяются на промыслах. Окончательно же обезвоживание и обессоливание проводят на НПЗ на электрообесслоивающих установках (ЭЛОУ). Основными аппаратами этих установок являются электродегидраторы.

На рис. 6.12 приведена принципиальная схема ЭЛОУ с двухступен­чатым обезвоживанием и обессоливанием нефти.

Сырая нефть насосом прокачивается через теплообменники, тепло­вые подогреватели и с температурой 110—120 °С поступает в электродегидратор I 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 II ступени и закачивается в инжекторный смеси­тель. Предусмотрена также подача свежей воды и количестве 5-10% (мас.) на нефть. В смесителе нефть равномерно перемешивается со ще­лочью и 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 отводится через дренажные коллекторы в кана­лизацию или в дополнительный отстойник (в случае нарушения про­цесса отстоя в дегидраторе). Из электродегидратора I ступени сверху не полностью обезвоженная нефть поступает в электродегидратор II сту­пени, с верха которого обессоленная и обезвоженная нефть отводится с установки в резервуары, а на комбинированных установках нефть на­гревается и подается в ректификационную колонну атмосферной пере­гонки.

Подача деэмульгатора, в зависимости от природы нефти и типа эмульгатора, производится иногда в несколько точек технологической схемы. Это объясняется тем, что часть поданного деэмульгатора адсор­бируется на диспергированных в нефти твердых частицах, что снижает его деэмульгирующую способность. Поэтому для нефтей с высоким содержанием парафинов, смолистоасфальтеновых веществ и механических примесей целесообразна подача деэмульгатора еще и перед электродегидратором. При этом количество деэмульгатора может вдвое пре­вышать его первоначальную подачу в сырье перед сырьевым насосом. Такое дифференцированное распределение деэмульгатора применяется в тех случаях, когда он расходуется в минимально требуемых количе­ствах – обычно около 5 г/т.

Основными технологическими параметрами процесса электрообессоливания нефти являются: температура, давление, расход промывной воды, расход деэмульгатора, а также удельная производительность электродегидраторов.

Процесс обессоливания нефти связан с большим потреблением воды. Для сокращения расхода пресной воды и, следовательно, количе­ства стоков, пресную воду подают только на последнюю ступень, а за­тем повторно используют дренажную воду последующей ступени для промывки нефти в предыдущей. Дальнейшее сокращение расхода пре­сной воды может быть достигнуто за счет повторного использования воды не только со ступени на ступень, но и внутри ступеней, т. е. при рециркуляции дренажной воды. На НПЗ обычно используют техноло­гические конденсаты, обратную воду и т. п., т. е. применяется замкну­тый цикл водооборота.

Все сточные воды НПЗ, содержащие неорганические 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 твердый оста­ток неорганических солей пока еще не нашел применения и подверга­ется захоронению в специальных емкостях.

На современных ЭЛОУ обеспечивается остаточное содержание со­лей в нефти 3 – 5 мг/л. На многих заводах проведена работа по умень­шению расходных показателей, в частности деэмульгатора. В резуль­тате его расход сократился до 5 – 10 г/т без ущерба для качества обес­соливания.

Билет 14.