Вариант № 1

Установка стабилизации нефтей на промысле



Рис.1-1.Технологическая схема установки стабилизации нефтей: 1 — трубчатая печь; 2, 13 — колонны; 3, 4, 5, И, 20 — насосы; 6, 17 — теплообменники; 7 — подогреватель; 8, 14 — холодильники-конденса­торы; 9 — газоводоотделитель; 10, 16 — редукционные клапаны; 12 — кипятильник; 15 — газосепаратор; 18 — холодильник; 19 — аппарат воздушного охлаждения.

Процесс физической стабилизации нефтей предна­значен для удаления газовых компонентов. Вслед­ствие высокого давления насыщенных паров газы выделяются из нефти при температуре окружающей среды, унося с собой ценные легкие компоненты бензиновых фракций. Ниже приведены температуры и соответствующие им давления насыщенных паров для легких угле­водородов:

Температура,	0	10	20	30	40	50
Давление, МПа	2,31	2,92	3,65	4,50	-	-
этан
пропан	0,46	0,62	0,82	1,06	1,34	1,66
н-бутан	0,10	0,14	0,20	0,27	0,37	0,48

Такое испарение наблюдается в резервуарах, при сливе и наливе нефтей и нефтепродуктов. При этом потери могут достигать 5 % (масс.). Присутствие в нефтях газов, кроме этого, способствует образова­нию в трубопроводах паровых пробок, которые за­трудняют перекачивание.

Установки стабилизации нефтей строятся и эксплуатируются на промыслах. Для стабилизации только нефтей применяют одноколонные установки, а двухколонные установки используют для стабили­зации нефти — в одной колонне и стабилизации газового бензина — в другой. Последние используют для нефтей с высоким содержанием растворенных газов —более 1,5

---

% (масс.).

Технологическая схема двухколонной установки стабилизации нефти приведена на рис. 1-1. Сырая нефть из резервуаров промысловых ЭЛОУ забира­ется сырьевым насосом 5, прокачивается через тепло­обменник 6, паровой подогреватель 7 и при темпера­туре около 60°С подается под верхнюю тарелку первой стабилизационной колонны 2. Эта колонна оборудована тарелками желобчатого типа (число тарелок может быть от 16 до 26), верхняя из которых является отбойной, три нижних — смесительными. Избыточное давление в колонне от 0,2 до 0,4 МПа, что создает лучшие условия для конденсации паров бензина водой в водяном холодильнике-конденсаторе 8. Нефть, переливаясь с тарелки на тарелку, встре­чает более нагретые поднимающиеся пары и освобож­дается от легких фракций. Температура низа ко­лонны поддерживается в пределах 130—150°С за счет тепла стабильной нефти, циркулирующей через змеевики трубчатой печи 1 с помощью насоса 3. Стабильная нефть, уходящая с низа колонны, насо­сом 4 прокачивается через теплообменники 6, где отдает свое тепло сырой нефти. Далее нефть проходит аппарат воздушного охлаждения 19 и поступает в резервуары стабильной нефти, откуда она и транс­портируется на нефтеперерабатывающие заводы.

Смесь газов и паров, выходящая с верха колонны 2, охлаждается в холодильнике-конденсаторе 8. Газы вместе с образовавшимся конденсатом посту­пают в газоводоотделитель 9. Несконденсированные газы — сухой газ (в основном метан и этан) с верха газоводоотделителя выводятся с установки. На газо­отводном трубопроводе ставится редукционный кла­пан 10, поддерживающий стабильное давление в аппа­рате 9 и колонне 2.

Газоводоотделитель разделен вертикальной пере­городкой. Из одной половины аппарата снизу с по­мощью регулятора уровня, который соединен с кла­паном на дренажной линии, выводится вода. Из другой половины конденсат — смесь углеводородов забирается насосом 11 и прокачивается через тепло­обменник 17 стабильного бензина. Здесь смесь нагре­вается примерно до 70 °С и с такой температурой поступает в испарительную часть стабилизационной колонны 13. Колонна имеет 30—32 желобчатые тарелки; давление в колонне поддерживается в пре­делах 1,3—1,5 МПа.

С верха колонны 13 уходит газ; тяжелая часть газа (пропан, бутаны) конденсируется в водяном холодильнике-конденсаторе 14 и отделяется в газосепараторе 15 от несконденсировавшейся части. Этот несконденсировавшийся газ выходит из газосепаратора сверху, проходит редукционный клапан

---

16 и объединяется с газом, выходящим из газоводоотделителя 9. С помощью клапана 16 давление в колонне 13 поддерживается в пределах 1,2—1,5 МПа. Сжи­женный газ, отводимый с низа газосепаратора 15, направляется насосом 20 в приемник (на схеме не показан). Часть газа возвращается на верхнюю тарелку колонны 13 в виде холодного орошения, с помощью которого температура верха колонны поддерживается в пределах 40—50 °С. Для доста­точно полного выделения растворенных газов темпе­ратура низа колонны должна быть выше: 120— 130 °С. Такая температура обеспечивается рецирку­ляцией стабильного бензина через кипятильник 12 с паровым пространством. В кипятильнике бензин нагревается до 160—180 °С водяным паром (давле­нием 0,3—0,5 МПа). Пары, образующиеся в кипя­тильнике, поступают в колонну 13, а жидкость — стабильный бензин — перетекает через перегородку внутри аппарата 12 и под давлением системы про­ходит теплообменник 17, холодильник 18 и далее направляется в резервуар стабильного бензина (на схеме не показан).

В результате стабилизации легкой нефти из нее полностью удаляются метан, этан и на 95 % пропан, при этом давление насыщенных паров нефти при 40 °С снижается с 0,85 до 0,03 МПа, что гарантирует постоянство фракционного состава нефти при ее транспортировании и хранении.

Вариант № 2

Установка обессоливания и обезвоживания нефтей на НПЗ


Рис. 1-2. Аппаратурно-технологическая схема электрообессоливающей установки (ЭЛОУ): 1, 7, 8, 13. 14 — насосы; 2 — теплообменники; 3, 9 — подогреватели; 4, 11 — электродегидраторы; 5 — инжекторный смеситель; 6 — клапаны автоматического сброса соленой поды; 10 — диафрагмовый смеситель; 12 — отстойник; 15 — смотровой фонарь. Устройство электродегидратора: 16 — подвесные изоляторы; 17 — шины подвода электрического тока; 18 — трансформатор; 19 — коллектор обес­соленной нефти; 20 — электроды; 21 — распределитель ввода сырья; 22 — коллектор соленой воды.

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 туго - плавких 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 при электрохимическом 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 электродегидраторы — 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 меж- электродное 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	Шаровой ЭДШ-600	Горизонтальный
			1ЭГ-160	2ЭГ-160
Диаметр, м	3	10,5	3,4	3,4
Объем, м3	30	600	160	160
Допустимая температура,	70-80	100	110	160
Расчетное давление, МПа	0,34	0,69	0,98	1,76
Производительность, т/ч	10-12	230-250	180-190	200-250
Напряжение между электродами, кВ	27-33	32-33	22-44	22-44
Напряжение электрического поля, кВ/см	2-3	2-3	1,0-1,5	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—АТ 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.

---

Смотрите также файлы

• 22П111в Студент Фишер Арина москва 2023 Вопросы Какие пять критериев мудрости называет великий философ античности Аристотель.docx

• Н. Контр. Утверд. Привод механический.pdf

• Тест для зачета по информационному праву (itest).docx

• Ололо ололо ололо ололо Ололо ололо ололо ололо Ололо ололо ололо ололо.docx

• .rtf