Первичная переработка нефти

При способе термохимической  деэмульгации факторами, обеспечивающими приемлемые для нефтепромыслов время и качество отстоя эмульсии, являются небольшой подогрев нефти до 30-60 градусов и подаче деэмульгатора. В качестве деэмульгаторов  используются, в основном, неоногенные, катионные и анионые  поверхностно-активные вещества.

В настоящее время  за границей и у нас  наибольшее применение нашли неоногенные  высокоэффективные деэмульгаторы. Расход деэмульгатора для подготовки нефти на промыслах и НПЗ колеблется от 20 до 100 г/т в зависимости от состава нефти и устойчивости образующейся эмульсии воды в нефти.

Современные эффективные  неогеонные деэмульгаторы  по своей химической природе, в большинстве случаев, представляют собой полиглинолевые эфиры или блоксополимеры окисей этилена, пропилена, бутилена на основе этилендиамина, пропиленгликоля и других соединений с молекулярной весом 2500-6000. Многие деэмульгаторы представляют собой низкозастывающее вещество, поэтому выпускаются в виде растворов в органических растворителях или в водометанольной смеси. Большинство деэмульгаторов хорошо растворимы  в воде, некоторые же образуют с водой эмульсию обратного типа и растворимы в нефти в водном растворе неоногенные деэмульгаторы имеют слабощелочную или нейтральную реакцию, не реагируют с солями, кислотами и слабыми щелочами.

Нагревание деэмульгаторов до 200 градусов и охлаждение не оказывают существенного влияния на их деэмульгирующие свойства. Применяются неоногенные деэмульгаторы в большинстве случаев в виде 1-2% водного раствора или без растворителя расход деэмульгатора для обессоливания нефти различных месторождений на ЭЛОУ устанавливаются опытным путем и составляют от 10 до 30 г/т.

1.2.3 Электрические методы  ЭЛОУ

Разложение эмульсий электрическими методами, ввиду сравнительной пустоты  необходимых для этой цели установок, применяемости для большинства  эмульсий и достаточной надежности в работе,  получило широкое распространение.

Электрический способ разрушения эмульсий типа В/Н применяют на нефтеперерабатывающих заводах при обессоливании нефти нефти на ЭЛОУ, а также при очистки нефтепродуктов от водных растворов щелочей и кислот (электрофайнинг).

В обоих случаях используют электрическое поле высокой напряженности. Однако есть существенное различие между  способами, которые во взвешенных частицах воды сливаются в более крупные которые под действием силы тяжести осаждаются вниз. Отстоявшаяся вода с растворенными в ней солями выводится из нижней части электородегидратора, обезвоженная нефть из верхней части. Для достижения минимального содержания остаточных солей в обессоленной нефти (не более 3нг/л) нефть промывают несколько раз на ЭЛОУ, состоящих из 2-3 последовательных соединенных ступеней электродегидраторов.

При выборе оптимальных параметров технологического режима обессоливание  нефти следует учитывать влияние  каждого из них на эффективность  процесса. Основными технологическими параметрами процесса являются: температура, давление, удельная производительность дегидратов, расход деэмульгатора (а в некоторых случаях и щелочи). Расход промывной воды и степень ее смешения с нефтью, напряженность электрического поля в электродегидраторах. Важным технологическим фактором является число ступеней обессоливания.

Одним из важнейших параметров процесса обессоливания является температура. Применяемый на ЭЛОУ подогрев нефти  позволяет уменьшить ее вязкость, что существенно повышает подвижность  капелек воды в нефтяной среде  и ускоряет их смещение и сегментацию. Кроме того, с подогревом нефти  увеличивается растворимость в  ней гидрофобных пленок, обволакивающих капелек воды  вследствие этого  смещается их механическая прочность, что не только облегчает консистенцию капель воды, но приводит так же к  снижению требованию расходу деэмульгатора, вместе с тем подогрев нефти на ЭЛОУ сопряжен с серьезными недостатками.  С повышением температуры обессоливания сильно увеличивается электропроводность нефти и соответственно, повышается расход электроэнергии, значительно усложняются условия работы проходных и подвесных изоляторов.

Поэтому подогрев разных нефтей на ЭЛОУ проводят в широком интервале температур 60-150 градусов, выбирая для каждой нефти.  

1.3 Прямая перегонка нефти

Различают перегонку с  однократным, многократным и постепенным  испарением. При перегонке с однократным  испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка  нефти с многократным испарением производится с поэтапным нагреванием  нефти, и отбиранием на каждом этапе  фракций нефти с соответствующей  температурой перехода в паровую  фазу. Перегонку нефти с постепенным  испарением в основном применяют  в лабораторной практике для получения  особо точного разделения большого количества фракций. Отличается от других методов перегонки нефти низкой производительностью.

Процесс первичной переработки  нефти (прямой перегонки), с целью  получения нефтяных фракций, различающихся  по температуре кипения без термического распада, осуществляют в кубовых  или трубчатых установках при  атмосферном и повышенном давлениях  или в вакууме. Трубчатые установки отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (термического и каталитического крекинга, риформинга).

В настоящее время перегонку  нефти в промышленности производят на непрерывно действующих трубчатых  установках. У них устраивается трубчатая  печь, для конденсации и разделения паров сооружаются огромные ректификационные колонны, а для приёма продуктов  перегонки выстраиваются целые  городки резервуаров.

Трубчатая печь представляет собой помещение, выложенное внутри огнеупорным кирпичом. Внутри печи расположен многократно изогнутый  стальной трубопровод. Длина труб в  печах достигает километра. Когда  завод работает, по этим трубам непрерывно, с помощью насоса, подаётся нефть  с большой скоростью – до двух метров в секунду. Печь обогревается горящим мазутом, подаваемым в неё  при помощи форсунок. В трубопроводе нефть быстро нагревается до 350-370°. При такой температуре более  летучие вещества нефти превращаются в пар.

Так как нефть – это  смесь углеводородов различного молекулярного веса, имеющих разные температуры кипения, то перегонкой её разделяют на отдельные нефтепродукты. При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты: бензин (tкип 90-200°С), лигроин (tкип 150-230°С), керосин (tкип 180-300°С), легкий газойль – соляровое масло (tкип 230-350°С), тяжелый газойль (tкип 350-430°С), а в остатке – вязкую черную жидкость – мазут (tкип выше 430°С). Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют смазочные масла.

При перегонке с однократным  испарением нефть нагревают в  змеевике какого-либо подогревателя  до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся  в равновесии с жидкой фазой, и  при заданной температуре парожидкостная смесь покидает подогреватель и  поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одна и та же.

Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более  однократных процессов перегонки  с повышением рабочей температуры  на каждом этапе.

Четкость разделения нефти  на фракции при перегонке с однократным испарением хуже по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Но если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее: при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350-370°С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350-370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья.

В зависимости от внутреннего  устройства, обеспечивающего контакт  между восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные колонны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные и др. В зависимости от давления, они делятся на ректификационные колонны высокого давления, атмосферные  и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефти и бензина. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов.

Исходная нефть прокачивается  насосом через теплообменники, где  нагревается под действием тепла  отходящих нефтяных фракций и  поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь) (рис.1). В трубчатой  печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную  часть (питательную секцию) ректификационной колонны. В процессе нагрева часть  нефти переходит в паровую  фазу, которая при прохождении  трубчатой печи все время находится  в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта, пройдя конденсатор-холодильник, возвращается на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.

Для ректификации жидкой части  сырья в нижней части ректификационной части колонны под нижнюю тарелку  необходимо вводить тепло или  какой-либо испаряющий агент. В результате легкая часть нижнего продукта переходит  в паровую фазу и тем самым  создается паровое орошение. Это  орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами.

В итоге сверху колонны  непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу – высококипящий остаток.

Испаряющий агент вводится в ректификационную колону с целью повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти. В качестве испаряющего агента используются пары бензина, лигроина, керосина, инертный газ, чаще всего – водяной пар.

В присутствии водяного пара в ректификационной колонне снижается  парциальное давление углеводородов, а, следовательно, их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние  и вместе с водяным паром поднимаются  вверх по колонне. Водяной пар  проходит всю ректификационную колонну  и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней  на 10-20°С. На практике применяют перегретый водяной пар и вводят его в  колонну с температурой, равной температуре  подаваемого сырья или несколько  выше (обычно не насыщенный пар при  температуре 350-450°С под давлением 2-3 атмосферы).

   *  влияние водяного пара заключается в следующем:

интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов;

   *  создается большая поверхность испарения тем, что испарение углеводородов происходит внутрь множества пузырьков водяного пара.

Расход водяного пара зависит  от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу  колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы примерно 25% ее переходило в  парообразное состояние.

В случае применения в качестве испаряющего агента инертного газа происходит большая экономии тепла, затрачиваемого на производство перегретого  пара, и снижение расхода воды, идущей на его конденсацию. Весьма рационально  применять инертный газ при перегонке  сернистого сырья, т.к. сернистые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил широкого применения при перегонке нефти  из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов парогазовой  смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности отделения отгоняемого  нефтепродукта от газового потока.

Удобно в качестве испаряющего  агента использовать легкие нефтяные фракции – лигроино-керосино-газойлевую фракцию, т.к. это исключает применение открытого водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума и вакуумсоздающей аппаратуры и, в то же время, избавляет от указанных сложностей работы с инертным газом.

Чем ниже температура кипения  испаряющего агента и больше его  относительное количество, тем ниже температура перегонки. Однако чем  легче испаряющий агент, тем больше его теряется в процессе перегонки. Поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуется применять лигроино-керосино-газойлевую фракцию.

В результате перегонки нефти  при атмосферном давлении и температуре 350-370°С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимального количества дистилляторов. Самым распространенным методом выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410-420°С отобрать дистилляты, имеющие температуры кипения до 500°С (в пересчете на атмосферное давление). Нагрев мазута до 420°С сопровождается некоторым крекингом углеводородов, но если получаемые дистилляторы затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие следов непредельных углеводородов не оказывает существенного влияния. При получении масляных дистилляторов разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и др. Существующие промышленные установки способны поддерживать рабочее давление в ректификационных колоннах 20 мм рт. ст. и ниже.