Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Особеннсти обессоливания тяжелой высоковязкой нефти методом электрофореза

irina_krut2020 1625 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 65 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 12.03.2020
Переработка этих нефтей с помощью существующих методов в том числе подготовка их к переработке представляет много трудностей, поэтому настоящая работа, посвященная разработке технологии подготовки к переработке на ЭЛОУ НПЗ тяжелых высоковязких нефтей является актуальной. Тяжелые и высоковязкие обводненные нефти, даже с низким содержанием парафинов, не только вызывают усложнение ее транспорта, но и в дальнейшем нарушают технологические режимы переработки, приводя к большим денежным затратам. Поэтому эти нефти должны подвергаться сначала промысловой подготовке для максимально удаления из них возможного количества эмульгированной пластовой воды и затем на НПЗ, где они проходят глубокое обессоливание и обезвоживание до достижения требований современных норм.
Введение

Расширение добычи нефтей, в том числе тяжелых и высоковязких, в ряде случаев приводит к образованию водонефтяных эмульсий с аномально высокой агрегативной устойчивостью. Подготовка таких нефтей к переработке на ЭЛОУ НПЗ требует специальных технологий, оборудования и реагентов. Россия, наряду с рядом стран (Канада, Венесуэла, США) является страной, в которой разведаны большие запасы тяжелых высоковязких нефтей. Подготовка к переработке таких нефтей, образующих с водой стойкие эмульсии, осложнено малой разностью плотностей пластовой воды и нефти, высокой вязкостью и зачастую и повышенным содержанием механических примесей. Выработка месторождений обычной нефти, их нестабильная цена на мировом рынке и постоянный рост глобального потребления топлива приводят к росту добычи тяжёлых нефтей и природных битумов.
Содержание

Введение……………………………………………………………………….. 4 Актуальность работ...…………………………………………………………. 4 1. Литературный обзор и постановка задач исследования…………………. 5 1.1 Требования, предъявляемые к качеству нефти, поступающей на переработку на НПЗ…………………………………………………………... 5 1.2 Вредные примеси, оказывающие коррозионное воздействие на оборудование при переработке нефти и ухудшающие качество получаемых нефтепродуктов ..………………………………………………. 7 1.3 Тяжелые высоковязкие нефти…………………………………………..... 10 1.4 Водонефтяные эмульсии, их образование и способы разрушения……. 13 1.5 Метод электрофореза……………………………………………………... 23 1.6 Аппараты применяющие метод электрофореза на НПЗ………………... 30 Вывод к главе 1……………………………………………………………….. 35 Глава 2. Экспериментальная часть. Введение....…………………………..... 40 2.1 Описание технологического процесса установки ЭЛОУ.………………… 50 2.2 Описание технологической схемы установки ЭЛОУ………………..…….. 51 2.2.1 Описание схемы снабжения оборотной или свежей водой…………….... 57 2.2.2 Система снабжения деэмульгатором Геркулес 1603………………...... 57 2.3 Методика определения особенностей обессоливания тяжелой высоковязкой Арланской нефти……………………………………………… 61 2.4 Проведение экспериментальных исследований…………………………. 62 2.5 Обсуждение результатов………………………………………………….. 64 2.6 Результаты экспериментальных исследований………………………….. 65 ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………... 66 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…..…………………………………………............ 67
Список литературы

1. Vasily Simanzhenkov, Raphaelldem // Crude Oil Chemistry. Publisher: Marcel Dekker, Inc. | 2003. ISBN: 082474098. Page 410. 2. Хуторянский Ф.М. Современное состояние установок обезвоживания и обессоливания нефти (ЭЛОУ) НПЗ. Пути совершенствования процесса и его технического перевооружения. // Наука и технология углеводородов. 2003. №1 (26). С.10-23. 3. ОСТ 39-225-88. Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству. Отраслевой стандарт СССР. М., 1990. С.15-32. 4. Баннов П. Г. Процессы переработки нефти. -М: ЦНИИТЭнефтехим, 2000. -224 с. 5. В.Г. Рябов, Н.Н. Старкова, Л.Г. Тархов, А.В. Кудинов. Переработка нефти и газа: учеб. пособие. Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та,2008. ISBN 978-588151-946-9 – 103 с. 6. Хуторянский Ф.М., Галиев Р.Г., Капустин В.М. Глубокое обезвоживание и обессоливание нефти на НПЗ. Современный научно-технический уровень процесса. // Тез. докл. XVIII Менделевского съезда по общей и прикладной химии. М. 2007. т.3. С.461. 7. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В. Разработка мероприятий по уменьшению содержания коррозионно-активных компонентов в нефти. //HTPC ‘‘ Экспл., модерн. и ремонт оборуд. в нефтепер. и нефтехим. пром. ‘‘ М.: ЦНИИТЭнефтехим. 1979. №4. С.15-21. 8. Каштанов А.А., Жуков С.С. Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки: Учебн. Пособие. М.: Недра, 1985. 292 с. 9. Francis S. Manning, Richarde. Thompson. Oilfield processing volume two: crude oil. Tulsa, Oklahoma: Pennwell. 1995. 435c. 10. Пузин Ю.И. ПРАКТИКУМ ПО ХИМИИ НЕФТИ И ГАЗА для студентов заочной дистанционной формы обучения. Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2004. 145 с. 11. Хуторянский Ф.М., Алексеев О.В., Данченко Ю.В., Левченко Д.Н. Снижение зольности кокса углублением обессоливания нефтей. // Химия и технология топлив и масел. 1988. №10. С.12-15. 12. Хуторянский Ф.М., Алексеев О.В., Носакин А.Н. Углубление обессоливания на ЭЛОУ нефтей - один из путей снижения зольности получаемого из них кокса. // Сб. докл. III Бакинской межд. Мамедалиевской нефтехимической конф. Баку. 5-8 окт. 1998. С. 177. 13. Мучинский Д.Я., Махтумов Д.Н., Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В. // Химия и технология топлив и масел. 1965. №6. С.37-40. 14. Сюняев З.И., Ахметов М.М., Волошин Н.Д. и др. Производство прокаленного нефтяного кокса. М.: ЦНИИТЭнефтехим. 1980. 52с. 15. M.A. Fahim, T.A. Al-sahhaf, A.S. Elkilani. Fundamentals of petroleum refining. Amsterdam: Elsevier Science, 2010, Page 485. 16. Левченко Д.H., Бергштейн Н.В., Николаева Н.М.. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. - М.: Химия, 1985. -168 с 17. 19. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Хуторянский Ф.М., Кессель И.Б. О состоянии обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях и требования к качеству нефтей, поступающих с месторождений. // Нефтепереработка и нефтехимия. 1980. №8. С.3-4. 18. Багиров И.Т. Современные установки первичной переработки нефти. М.: Химия, 1974. 240 с. 19. Соркин. Я.Г. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды. М., «Химия», 1975, 296 с. 20. Waterman L.C. Crude Desalting: why and How. // Hydrocarbon Processing. 1965. v.44. №2. Page 133-138. 21. Гермаш В.М. и др. Источники образования хлористого водорода при переработке нефти. // Нефтепереработка и нефтехимия. 1974. №8 С. 8-10. 22. Левченко Д.Н. Необходимость удаления из нефти коррозионноагрессивных солей. // Химия и технология топлив и масел. 1981. №6. С.43-44. 23. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. Владивосток: Дальнаука, 2011. - 288 с. УДК 622.276 + 620.193 + 661.17 + 543.6 24. Логинов В.И. Обезвоживание и обессоливание нефтей. - М.: Химия, 1979. 216 с. 25. Воюцкий С.С. О проблеме устойчивости коллоидных систем и е? изложении в курсах коллоидной химии. // Коллоидный журнал. 1961. №3. Т.XXIII. С.353-358. 26. Ребиндер П.А., Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. Избранные труды. - М.:Наука,1978. -369с 27. химичесческого деэмульгирования нефтей. М.: Гостоптехиздат, 1946. - 54с. 28. Ребиндер П.А., Таубман А.Б. // Коллоидный журнал. 1970. Т. XXXII. Выпуск 3. С.359. 29. Лутошкин Г.С., Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Изд. 2 перераб. И доп. М.: Недра, 1979, С. 319 30. Каспарьянц К.С., Проектирование обустройства нефтяных месторождений. Издательство по Самвен, Самара ,1994, С. 414. 31. Хафизова А.Р., Пестрецова Н.В., Шайдаков В.В. Сбор, подготовка и хранение нефти. Технология и оборудование. Учебное пособие. 2002, с. 551. Кравцов А.В. Технологические основы и моделирование процессов промысловой подготовки нефти и газа: учебное пособие / А. В. Кравцов, Н.В. Ушева, Е.В. Бешагина, О.Е. Мойзес, Е.А. Кузьменко, А.А. Гавриков; Томский политехнический университет. ? Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. – 128 с. 32. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань: ФЭН, 2000. 416 с 33. Оботуров А.В. Поверхностные явления и дисперсные системы: конспект лекций для студентов специальности 1- 48 01 02 Химическая технология органических веществ, материалов и изделий специализации 1 - 48 01 02 02 Технология химических волокон дневной и заочной форм обучения / сост. А.В. Оботуров. - Могил?в: УО «МГУП», 2011. -55 с. 34. Позднышев Г.Н., Шмелев М.В. Разрушение стойких эмульсии. -нефтяное хозяйство журнал 1977 № 2. - С.51- 54 35. Позднышев Г.Н., Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсии. -М.: недра, 1982, 221 с. 36. Пелевин Л.А., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. и Зарипов А.Г. О классификации и оценке эффективности методов подготовки нефти. // Нефтяное хозяйство. 1975. №3. С.40. 37. Петров А. А., Смирнов Ю.С. Химическое деэмульгирование как основной промысловой подготовки нефти. // Нефтепромысловое дело. 1977. №1. С.2931. 38. ‹‹ИНЖЕНЕРСЕРВИС ВНИИНП››. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2005. С. 161-169. 39. Сергиенко Н. Д. ??Исследование, разработка и внедрение процесса подготовки нефти к переработке стойких высокообводн?нных водонефтяных эмульсии с повышенным содержанием механических примесей. // Дисс. канд. техн. Наук. М.: ВНИИ НП. 2005. 154с. 40. 4Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г. и др. -2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра ,1988. 368 с. 41. Глаголева О.Ф., Капустин В.М., Технология переработки нефти, под ред. Глаголева О.Ф. Часть первая. -М.: Химия, Колосс ,2012. -456С. 42. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. -М.: Химия, 1964. 574 с. 43. Карбаинова С.Н. Коллоидная химия: Учебное пособие. – Томск: Изд. ТПУ, 2009. – 88 с. 44. Щукин Е.Д. и др. Коллоидная химия. Учеб. для университетов и химикотехнолог. Вузов. 3-е изд., перераб. и доп. - М: Высш.шк, 2004, 445с. 45. Захарченко В.Н. Коллоидная химия. Издание второе, переработанное и дополненное. М: Высш. шк,1989, 240 с. 46. мина Л.В. Сбор и Подготовка продукции нефтяных и газовых скважин. 129с. 2002. 47. Карбаинова С.Н. Коллоидная химия: Учебное пособие. – Томск: Изд. ТПУ, 2009. 88 с. 48. Егорова Е.В., Ю.В. Поленов и др. Поверхностные явления и дисперсные системы. Учебное пособие. Гос. Хим. - технол. ун-т. Иваново, 2008. 84 с. 49. 54. Киреев В.А. Краткий курс физической химии. Изд. 5-е, стереотипное. -М.: Химия, 1978. 624 с., ил. 50. Мингареев Р.Ш., Лузин В. И. Экономика подготовки нефти и газа. М.: Недра, 1972, 176 с. 51. Ребиндер П.А., Таубман А.Б. Замечания к вопросу об агрегативной устойчивости дисперсных систем. // Коллоидный журнал. 1961. т.23. №3. С.359-361. 52. Д.Н. Левченко. Выделение и исследование эмульгаторов нефтяных эмульсии. // Химия и технология топлив//. - 1970. № 10. - с 21-25. 53. Ostlund J.A., Nyden M., Auflem I.H., Sjoblom J. Interactions between Asphaltenes and Naphthenic Acids. Energy & Fuels, 2003, 17, p: 113-119. 54. Moran K., Czarnecki J. Competitive adsorption of sodium naphthenates and naturally occurring species at water-in-crude oil emulsion droplet surfaces. ColloidsandSurfacesA: Physicochem. Eng. Aspects, 2007, 292, p. 87-98. 55. Хлесткина Л.Н. Исследование причин хлористоводородной коррозии оборудования первичной переработки нефти и совершенствование метода защелачивания. // Автореферат дисс. канд. техн. Наук. Уфа. 1978. 22с. 56. Лялин В.А. Исследование и совершенствование химико-технологических методов снижения интенсивности коррозии оборудования установок АВТ и термического крекинга. // Дисс. канд. техн. Наук. Уфа. 1973. 252с. 57. Лялин В.А. и др. Образование хлористого водорода и защелачивание нефти на установках АВТ. // HTPC. Экспл. модерн. и ремонт оборудования в нефтепер. и нефтехим. Пром. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1972, №1. С.16-19. 58. Р.З. Сахабутдников, Ф.Р. Губайдулин и другие. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсии на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. -М.: ОАО ‘‘ВНИИОЭНГ‘‘, 2005. -324с. 59. Е.В. Колякина, Д.Ф. Гришин. Общий практикум по химии нефти и нефтехимического синтеза. Руководство к практическим занятиям по основам нефтехимии для студентов химического факультета Нижегородского государственного университета им. Н.И. Лобачевского, обучающихся по специальностям химия и экология. Нижний Новгород. Издательство Нижегородского государственного университета им. Н.И. Лобачевского, 2003, 39 с. 60. H.K. Abdel-Aal and Mohamed Aggour, Petroleum and Gaz field processing. - New York: Marcel Dekker inch. 2003, 358с. 61. С.Н. Свирская, И.Л. Трубников. Нефть. Нефтепереработка часть 1. Методическое пособие для химического факультета. Ростов-на-Дону ,2002, 43с. 62. Шаймарданов В.Х. Процессы и аппараты технологий сбора и подготовки нефти и газа на промыслах: учебное пособие / Под ред. В.И. Кудинова. — М.– Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2013. — 508 с. 63. 79. Виноградов В.М., Винокуров В.А. Образование, свойства и методы разрушения нефтяных эмульсий: Метод. Указ.-М.: ФГУП «Нефть и газ», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2007. 31 с. 64. К.С. Каспарьянц, Промысловая подготовка нефти и газа. М. ‹‹НЕДРА››,1973, 376 С. 65. С.А. Ахметов. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. 672 с.
Отрывок из работы

1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ 1.1 Требования, предъявляемые к качеству нефти, поступающей на переработку на НПЗ. Многолетний опыт эксплуатации месторождений показал, что неизбежным спутником нефти является вода. Одним из способов интенсификации разработки нефтяных месторождений является поддержание пластового давления путем закачки воды в продуктивные горизонты. Однако наряду с продлением фонтанного периода значительно сокращается безводный период эксплуатации, и вскоре на поверхность вместе с нефтью выносится все большее количество пластовой воды, для отделения которой и создаются на нефтепромыслах установки по подготовке нефти. Современные нефтехимические комплексы производят различные высококачественные масла и топлива, а также новые виды химической продукции. Качество этих продуктов зависит от качества исходного сырья, то есть от сырой нефти. Если в прошлом, на технологических установках нефтеперерабатывающих заводов использовались для переработки, обессоленные нефти, содержащие 10-30 мг / дм3минеральных солей, то в настоящее время строго требуется нефть с пониженным содержанием солей в обессоленной нефти а именно 3-5 мг/дм3[1,2]. При контакте с разновидными солями нефтепромысловое оборудование подвергается коррозионному износу с последующими отрицательными технологическими, экономическими и экологическими последствиями. Поэтому в процессе сбора, транспорта и подготовки нефти на промыслах применяют технологии по снижению или предотвращению коррозионного разрушения нефтепромыслового оборудования, являющиеся одним из основных факторов снижения вредного воздействия на окружающую среду и стабильного ведения целенаправленных технологий разделения продукции скважин на составляющие фазы: нефть, минерализованную воду, нефтяной газ и при необходимости механические примеси и соли. При этом каждая из фаз должна отвечать отраслевым требованиям. Товарная нефть, поставляемая потребителю, согласно ГОСТ Р51858-2002, подразделяется на три группы. При этом в каждой из групп содержание воды не должно превышать 0,5, 0,5 и 1,0% масс., содержание хлористых солей не должно превышать 100, 300 и 900 мг/дм3 соответственно, а механических примесей должно быть не более 0,05% масс [3]. Загрязненность воды, утилизируемой в систему поддержания пластового давления, нефтепродуктами и механическими примесями не должна превышать по 50 мг/дм3 для каждой группы [4]. Подготовка нефтей к переработке проводится в два этапа: на промысле и непосредственно на нефтеперерабатывающем заводе. В добываемой на промыслах нефти содержание воды меняется в широких пределах (от долей процента до 90 % в старых скважинах). На промыслах проводят первичную подготовку нефти - ее термохимическое обезвоживание без разбавления пресной водой (при неизменной концентрации солей в воде). Содержание воды уменьшается с 5-50 до 0,5-10 % масс.. В ряде случаев нефть вторично промывают чистой водой для удаления хлоридов и отстаивают в резервуарах установок подготовки нефти с применением деэмульгаторов. На промыслах требуется максимально удалять из нефти максимально возможное количество эмульгированной пластовой воды, которую обычно закачивают обратно в скважины для поддержания пластового давления. Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти проводят на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) на специальных электрообессоливающих установках. Минерализацию (соленость) пластовой воды определяют количеством сухого вещества после выпарки 1 л воды, а соленость нефтей выражают в мг хлоридов (в пересчете на NaCl), находящихся в 1 л нефти. Этот показатель для нефти, поступающей на НПЗ, не должен быть более 900 мг/дм3, а для нефти, идущей на перегонку - не более 3-5 мг/дм3. Соответственно, количество воды в нефти не должно превышать 0,1% и 0,2% [5] и содержание механических примесей не должно превышать 0,001% по массе [6,7]. В настоящее время, в связи с тенденцией углубления переработки нефти эти показатели могут быть ужесточены. Таблица1.1 Требования к нефти, поступающей на НПЗ. Группы нефтей по ГОСТ Р 51858-2002 Наименование показателей Норма группы 1 2 3 Массовая доля воды, %,не более 0,5 0,5 1,0 Концентрация хлористых солей мг/дм3, не более 100 300 900 Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст). не более 66,7 (500) 66,7 (500) 66,7 (500) Содержание хлорорганических соединений, ррм Не нормируется. Определяется обязательно Наименование показателей Норма Массовая доля воды, %, не более 0 – 0,3 Концентрация хлористых солей мг/дм3, не более 3 - 5 1.2 Вредные примеси, оказывающие коррозионное воздействие на оборудование при переработке нефти и ухудшающие качество получаемых нефтепродуктов. Нефть представляет собой многокомпонентную смесь, в основном углеводородов разного строения с различной молекулярной массой и с небольшой примесью неуглеводородных соединений. При добыче, транспортировании и переработке нефти коррозионное действие на оборудование и трубопроводы оказывают, главным образом, неуглеводородные примеси нефти (сероводород, соленая вода, кислород). В нефтях разных месторождений они содержатся в различных количествах. Все примеси нефти, оказывающие коррозионное воздействие, можно разделить на две группы: олеофобные и олеофильные [8,9]. К олеофобным относятся те, которые по своей природе не растворимы в нефти — это вода и растворенные в ней неорганические соли, а также твердые соли, механические примеси (песок, глина), свободный сероводород и др. Эти примеси находятся в другой фазе, диспергированной в нефти [10] и их содержание в нефти строго определяется по требованиям ГОСТ 51858-02 [3]. Олеофобные примеси. Нефть, поступающая из скважин, как правило, содержит в себе большое количество воды, солей, механических примесей, попутных газов. Таблица 1.2 Содержание олеофильных примесей в сырой нефти, поступающей на НПЗ Вода, % об. 0,1-1,0 Хлористые соли, мг/дм3 10-3000 Механические примеси, % масс. 0,005-0,05 Сероводород, % масс. 0-0,5 Пластовые воды. Примерно 60 - 70 % всей нефти добывается в обводненном состоянии. Начальный период разработки нефтяных месторождений -это период эксплуатации фонтанирующих скважин, который характеризуется добычей нефти с малым содержанием воды. Однако при эксплуатации на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью начинает поступать вода во все возрастающих количествах. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия [11]. Вода, содержащаяся в нефти склонна оседать в низких местах трубопровода, вызывая в них коррозию. В местностях с холодным климатом вода, оседающая на дне, может замерзнуть и закупорить трубопровод, который от этого может разрушаться. Наличие в нефти хотя бы и небольшого количества воды в виде эмульсии сильно повышает стоимость ее перекачки, так как объём жидкости увеличивается и вязкость ее возрастает. Величина этого увеличения вязкости находится в прямой зависимости от типа перекачиваемой нефти и от степени дисперсности воды в нефти. Сырая нефть продается на основе градуса API и нефти с высоким градусом API имеют высокую цену. Вода уменьшает градус API нефти и снижает цену ее продажи [12,13]. По данным Woelflin‘a [14] наличие эмульсии влияет на вязкость нефтей. Основываясь на цифровых данных, Woelflin утверждает: «на каждый дополнительный процент воды расход на перекачку нефти увеличивается на 1% вследствие увеличения объема жидкости. Кроме того, растет и стоимость электроэнергии, необходимой для перекачивания нефти, обладающей повышенной вязкостью. Стоимость электроэнергии можно считать примерно пропорциональной вязкости. На каждый дополнительный 1 % воды оставшейся в нефти по вине нефтепромышленника, расходы на транспорт увеличатся в 3-5 раз при каждой перекачке. Наличие воды в нефти отрицательно сказывается на многих технологических процессах [11,15]: приводит к интенсивному ее вспениванию в ректификационных колонн НПЗ и нарушает технологические режимы переработки; загрязняет конденсационную аппаратуру; приводит к резкому снижению производительности установок, повышенному расходу энергии для ее испарения и конденсации. При этом ухудшается четкость ректификации. Минеральные соли. В сопутствующей нефти воде присутствуют всегда различные типы солей. Их общее содержание в мг/дм3 в нефти оценивается по величине солености воды. Уменьшение солености воды в эмульсии нефти/вода уменьшает абсолютное количество солей, но концентрация солей воде не изменяется. Содержание солей в нефти, поступающей на переработку, должно быть минимальным [2,7,16]. Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде оказывает неблагоприятное действие на качество получаемых продуктов при переработке нефти и на техническое состояние технологического оборудования. Они вызывают усиленную коррозию металла нефтеперерабатывающего и нефтеперекачивающего оборудования, трубопроводов, увеличивают устойчивость эмульсий и затрудняют переработку нефти [11]. Высокое содержание солей в нефти снижает межремонтный пробег установок висбрекинга и коксования, повышает зольность электродного кокса [17,18] и снижает механическую прочность и электропроводность электродов [19,20]. При подогреве нефти до 120 °C и выше наиболее легко гидролизуются хлориды магния и кальция. Гидролиз хлорида магния идет по следующим уравнениям [21]: MgCl2 + H2O?MgOHCl + НС1 MgCl2 + 2H2O?Mg (OH)2 + 2НС1 CaCl2 + 2H2O ?Ca(OH)2 + 2НС1 Скорость гидролиза сильно увеличивается с повышением температуры. Так, по литературным данным, хлорид магния, содержащийся в нефти, при подогреве до 343 °C гидролизуется на 90%. Нефть при перегонке на современных заводах подвергается подогреву до 380 °С, поэтому глубина гидролиза может быть и больше. Особенно сильной хлористоводородной коррозии подвергается конденсационная аппаратура нефтеперегонных установок, где конденсируется вода, в которой растворяется выделившийся хлористый водород с образованием раствора соляной кислоты. По степени гидролиза хлориды можно расположить в следующий ряд: FeCl3 > AlCl3> MgCl2> CaCl2> NaCl. В условиях перегонки нефти хлорид натрия теоретически не должен гидролизоваться, однако, в присутствии других солей он может способствовать значительному увеличению хлористоводородной коррозии, например, MgSO4. В процессе подогрева нефти MgSO4 реагирует с NaCl с образованием легко гидролизующегося MgCl2 [22]. Следует отметить что, кроме хлористых солей, в пластовой воде содержатся и другие соли (сульфаты, гидрокарбонаты кальция и магния и т.п.) Растворимые в воде гидрокарбонаты Ca иMg, при подогреве выше 60 °С, превращаются в нерастворимые в воде карбонаты которые выпадают в осадок и нарушают технологический режим работы оборудования [23,24]. Механические примеси. Наличие в нефти механических примесей (частицы породы, песка, глины, ржавчины труб и т. д.) вызывает абразивный износ трубопроводов, насосов, нефтеперекачивающего оборудования; затрудняет переработку нефти; повышает зольность мазутов и гудронов; Эти механические примеси, поступая с нефтью на обессоливающую установку, постепенно накапливаются на внутренней поверхности коммуникационных трубопроводов и теплообменных труб, а также на стенках и внутренних деталях электродегидраторов. Отложения ухудшают теплопередачу в теплообменниках, уменьшают живое сечение их труб, увеличивая гидравлические сопротивления и повышая расход топлива на подогрев нефти. В результате увеличения гидравлических сопротивлений возрастает давление на сырьевых насосах и повышается расход силовой энергии или же снижается производительность установки. Все это приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи, перегреву труб и быстрому выходу их из строя. Особенно быстро забиваются трубки теплообменников, поэтому их часто приходится останавливать на очистку и промывку горячей водой, что вызывает дополнительные затраты рабочей силы и снижает коэффициент полезного использования оборудования. На некоторых заводах очитка теплообменников ведется по непрерывному графику, для чего приходится сооружать резервные теплообменники[25]. Механические примеси также способствуют образованию трудноразделимых эмульсий. Олеофильные примеси. К олеофильным загрязнениям нефти относятся вещества, растворимые в нефти: органические соединения, содержащие серу, азот, кислород, галоиды и комплексные соединения металлов, ухудшающие качество нефтепродуктов. Указанные олеофильные примеси нефти являются потенциальными источниками коррозии оборудования при переработке нефти и ухудшают качество получаемых нефтепродуктов. Нафтеновые кислоты и другие вещества, обладающие кислотными свойствами, могут содержаться как в нефти, так и в пластовой воде и также ускорять гидролиз хлоридов [22]. Коррозия бензиновых конденсаторов и холодильников усиливается при переработке сернистых нефтей, особенно в присутствии соляной кислоты, которая образуется в результате растворения хлористого водорода при конденсации водных паров [26-28]. Вначале в присутствии влаги образуется сульфид железа в виде защитной пленки: Fe + H2S?FeS + H2 в присутствии соляной кислоты он превращается в хлорид железа: FeS +2HCl?FeCl2 + H2S который растворяется в воде, оголяя поверхность железа, вступает в реакцию с сероводородом, и т.д. [15]. Таблица 1.3 Содержание олеофильных примесей в сырой нефти, поступающей на НПЗ Соединения серы, % масс. 0,1-5,0 Азотистые соединения, % масс. 0,05-1,5 Нафтеновые кислоты, % масс. 0,03-0,4 Некислотные кислородсодержащие 0-2,0 Соединения (смолы, фенолы и др.), % масс. Металлоорганические соединения никеля, 5-400 ванадия, железа, мышьяка и др., ppm Галоидоорганические соединения, ppm 5-200 1.3 Тяжелые высоковязкие нефти Интерес к тяжелым высоковязким нефтям вырос в последние времена. Это связано не только с подорожанием обычной нефти, но и постепенным истощением её месторождений по всему миру. Тяжелой сырой нефтью (часто сокращенно тяжелой нефти) является другой тип нефти, которая отличается от классической нефти в том, что её намного сложнее извлекать из подземного резервуара и большинство этих нефтей не могут быть извлечены существующими методами. Физические свойства, которые отличают тяжелые сырые нефти от более легких включают более высокую вязкость и удельный вес, как и более тяжелый молекулярный состав. Добыча тяжелой нефти, как правило, требует тепловую стимуляцию пласта. Существуют различные классификации нефтей по плотности и вязкости. Например, в таблице 1.4приведена классификация нефтей по эмульсионности в зависимости от физико-химических свойств. Из неё следует, что приведенная классификация по таким нефтям, принятая в ГОСТ Р51858-2002 [2] может также использоваться по эмульсионности. Таблица 1.4 Классификация нефтей по эмульсионности в зависимости от физико-химических свойств. Группа нефтей Тип нефти по ГОСТ Р 51858-2002 по плотности при температуре 200С, кг/ м3 Плотность при температуре 200С, кг/ м3 Вязкость при температуре 200С, мПа•с Массовое содержание, % Смол Асфальтенов Очень тяжелые (высокоэмульсионные) Битуминозная >895 > 890 > 50 Тяжелые (высокоэмульсионные) Тяжелая, 870,1-895 870-890 12-50 5-15 1-7 Средние тяжелые (эмульсионные) Средняя, 850,1-870 860-870 5-15 0,6-1 Средне лёгкие (среднеэмульсионные) Легкая, 830,1-850 840-860 4-15 3-8 0,3-3 Лёгкие (низкокоэмульсионные) Особая легкая, < 830 < 840 < 8 0,6-5 0,8 Наиболее распространена классификация нефтей в соответствии с РД 39-893-93. В нём нефти разделены на 4 типа (табл. 1.5). Таблица 1.5 Классификация нефтей в соответствии с РД 39-893-93 Тип нефтей Плотность, кг/м3 Вязкость, мПа•с Лёгкие < 830 < 5 Средние 831-870 5-15 Тяжелые 871-910 15-50 Очень тяжелые > 910 > 50 Термин тяжелая часто применяется к нефти, которая имеет плотность в градусах API менее 200 (удельный вес больше 0,933) и обычно, но не всегда, содержание серы выше 2% по весу. Кроме того, по сравнению с обычными сырыми нефтями, тяжелые нефти бывают темного цвета и даже могут быть черными. Производство, транспортировка и переработка тяжелых нефтей представляют особые вызовы по сравнению с легкой сырой нефтью. Крупнейшие запасы тяжелой нефти в мире находятся к северу от реки Ориноко в Венесуэле. У 30 или более стран, как известно, есть запасы тяжелых нефтей. Россия считается третьей после Канады и Венесуэлы страной по объемам тяжелых углеводородных ресурсов. В Канаде и Венесуэле сосредоточено около 70% мировых запасов тяжелых нефтей. Около 20% запасов находятся в СНГ. Россия располагает большими запасами тяжелых нефтей - 267 месторождений. Специалисты оценивают мировые запасы высоковязких нефтей и битумов в 300-350 млрд. т. Это примерно в пять раз больше разведанных запасов обычных нефтей. По оценке Института неорганической химии РАН, российские запасы высоковязкой нефти оцениваются в 6,3 миллиарда тонн (западные источники считают, что эта цифра занижена как минимум вдвое). Более 70 процентов залежей трудных и тяжелых углеводородов находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных бассейнах. При этом Волго-Уральская битумонефтегазоносная провинция - безусловный лидер в рейтинге "тяжеловесов": в недрах этого региона содержится 60,4 процента от общероссийских запасов тяжелых и 70,8 процента - вязких нефтей. Месторождения тяжелой нефти скрыты в недрах Татарстана, Удмуртии, Башкирии, Самарской и Пермской областей. В Татарстане комплексная разработка природных битумов и тяжелых нефтей может достичь к 2010-2020 гг. 3-3,5 млн. т.; в Прикаспийской провинции -1 млн. т.; в Мангышлакской области - 0,2-0,3 млн. т./год. Поэтому опытно-промышленное испытание новых технологии наиболее целесообразно в этих областях. Тяжелая нефть тесно связана с нефтеносными песками, главное отличие в том, что нефтеносные пески, как правило, не текут вообще. Канада обладает большими запасами нефтеносных песков, расположенный к северу и северо-востоку от Эдмонтона, Альберта. Сверхтяжелая нефть из региона Ориноко имеет вязкость более 10000 сантипуаз (10 Па·с) и 10 ° API. Обычно разбавитель добавляется через равные промежутки в трубопровод, несущий тяжелую нефть для облегчения её потока. Некоторые геологи-нефтяники классифицируют битум из нефтеносных песков, как сверхтяжелую нефть, хотя битум не течет при нормальных условиях окружающей среды. Большинство геологов согласны, что сырая нефть становится "тяжелой" в результате биодеградации, в котором легкие фракции потребляются бактериальной активностью в резервуаре, оставляя позади более тяжелые фракции. Плохая геологическая герметизация резервуара подвергает углеводородное воздействие поверхностных загрязнений, в том числе органической жизни (например, бактерий) и способствует этому процессу. 1.4 Водонефтяные эмульсии, их образование и способы разрушения. Термин «эмульсия» происходит от латинского emulgeo - «доить», поскольку одной из первых изученных эмульсий было молоко, где капли животного жира распределены в объеме воды. В специальной литературе можно найти различные определения понятия эмульсии. Эмульсия - это гетерогенная система, состоящая из двух несмешивающихся жидкостей, одна из которых (называемая внутренней или дисперсной фазой) распределена в другой (внешней фазе или дисперсионной среде) в виде мелких капель (глобул). Нефтяные эмульсии являются полидисперсными, т.е. такими, которые содержат глобулы различных размеров [29]. Эмульсии являются грубодисперсными системами с размерами частиц примерно от 10?1 мкм и выше, которые можно визуально наблюдать при помощи оптического микроскопа. Наиболее распространены в природе и употребимы в технике эмульсии, образованные водой и какой-либо органической жидкостью [30]. Существуют много различных гипотез о механизме образования эмульсии [95].В России фундаментальные исследования по механизму образования эмульсий проводились академиком П.А. Ребиндером и его школой[32,35]. Образование эмульсии происходит не в пластовых условиях, а в призабойной зоне или в скважине, причем интенсивность образования их в разных стадиях эксплуатации нефти неодинакова [36]. Нефтяное месторождение эксплуатируется по одному из существующих способов (фонтанным, компрессионным или глубинно-насосным). Фонтанный способ эксплуатации залежи характерен для начального периода «жизни», когда пластовая энергия обеспечивает извлечение нефти на поверхность земли. При фонтанном способе из нефти начинают выделяться растворенные газы, объем которых непрерывно возрастает. В связь с этим скорость движения газонефтеводяной смеси соответственно увеличивается. Эти явления характерные уже для ранней стадии существования эмульсии (в скважине), способствуют интенсивному перемешиванию, приводя к взаимному диспергированию нефти и воды. Дополнительное перемешивание нефти и воды происходит в штуцер фонтанной скважины, в котором осуществляется резкое снижение пластового давления. При компрессорном способе эксплуатации особенно отрицательно влияет на указанное явление воздух, закачиваемый иногда вместо газа, так как образуется очень мелкая эмульсия и происходит окисление некоторых тяжелых углеводородов с образованием асфальто-смолистых веществ, значительно уплотняющих образующиеся эмульсии. Наличие солей нафтеновых кислот, являющихся катализаторами, в значительной мере способствует и ускоряет процессы окисления. Эмульсии, образующиеся при компрессорном способе эксплуатации, отличаются прочностью. При глубинно-насосном способе эксплуатации эмульгирование добываемой жидкости происходит также в клапанных коробках, цилиндре, в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании электропогружных насосов перемешивание происходит в рабочих колесах, а также при турбулентном движении смеси в подъемных трубах. На образование эмульсии как при сборе нефти, так и при извлечении из скважины влияет отложение парафина в подъемных трубах и сборных коллекторах, при наличие которого уменьшается сечение труб, повышается давление, увеличивается скорость, что также способствует образование эмульсии [37,38]. Все нефтяные эмульсии делятся на три группы [39-41]. Первая группа - эмульсии обратного (вода в нефти),в ней содержание дисперсной фазы (вода) в дисперсионной среде (нефти) может колебаться от следов до 90 - 95 %. Свойства нефтяных эмульсии этой группы во многом влияют на технологические процессы добычи нефти, внутрипромысловый сбор, сепарацию (отделение газа) и выбор техники и технологии деэмульсации нефти. Вторая группа - это эмульсии прямого типа (нефть в воде). Образуются они при деэмульсации нефти. На обводненных нефтяных месторождениях с низкой минерализацией пластовых вод и нефтей, содержащих повышенное количество нафтеновых кислот, могут образовываться стойкие эмульсии прямого типа при добыче и сборе продукции скважин. Стойкие эмульсии прямого типа могут образовываться также в процессе паротеплового воздействия на пласт, например, на месторождении Кенкияк [42]. Третья группа - это множественная эмульсия. На практике наиболее часто (95%) встречаются эмульсии типа В/Н [43]. Реже, чем эмульсии типа Н/В встречаются эмульсии третьего типа - множественная эмульсия. Множественная эмульсия характеризуется повышенным содержанием различных высокодисперсных механических примесей, комочков асфальтенов и других веществ[44-47] и является трудно разрушимой. Такую эмульсию удаляют в нефтеловушке и обычно сжигают [48,49]. Согласно [50-53] второй классификации, эмульсии делят на разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные, или желатинированные. К разбавленным эмульсиям относятся системы жидкость-жидкость, содержащие до 0,1 объемн. % дисперсной фазы. Типичным примером таких систем может служить эмульсия машинного масла в конденсате, образующемся при работе паровых машин. Прежде всего, разбавленные эмульсии по размеру частиц резко отличаются от концентрированных и высококонцентрированных эмульсий, являясь наиболее высоко дисперсными. К концентрированным эмульсиям относятся системы жидкость - жидкость со сравнительно значительным содержанием дисперсной фазы, вплоть до 74 объемн. %. Эту концентрацию часто указывают как максимальную для эмульсий этого класса потому, что она в случае монодисперсной эмульсии соответствует максимально возможному объемному содержанию недеформированных сферических капель независимо от их размера. Так как концентрированные эмульсии получаются обычно методом диспергирования, то размер их капелек относительно велик и составляет 0,1-1 мкм и больше. Такие капельки хорошо видны под обычным микроскопом, и концентрированные эмульсии должны быть отнесены к микрогетерогенным системам. К высококонцентрированным, или желатинированным, эмульсиям обычно относят системы жидкость - жидкость с содержанием дисперсной фазы выше, чем 74 объемн. %
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 70 страниц
100 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 120 страниц
100 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 94 страницы
990 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg