Содержание Введение……………………………………………………………………………...4 1Теоретическая часть………………………………………………………………… 1.1 Характеристика сырья и продукта……………………………………………..7 1.2 Выбор оборудование и обоснование схемы установки.………………………9 1.2 Описание технологической схемы установки………………………………..12 1.2 Описание основного аппарата………………………………………………...13 2 Расчетная часть…………………………………………………………………..17 2.1 Расчет материального баланса………………………………………………...17 2.2 Расчет основного аппарата…………………………………………………….18 Заключение…………………………………………………………………………27 Литература………..………………………………………………………………...28 ПЭР.18.02.09.5218.07 Изм. Лист № докум Разраб. Бахарев А.Р. Провер. Кисманова Г.К Н. Контр. Азибаева Р.В. Утв Подпись Дата Организация технологического процесса термохимического обезвоживания и обессоливания нефти Литера Лист Листов 3 15 ГАПОУ «ОГК» Гр. Г Введение Это процессы очистки нефти от воды и минеральных солей. Глубокое обессоливание нефти обеспечивает снижение коррозии и уменьшение отложений в аппаратуре, улучшение качества нефтяных фракций, в том числе и по содержанию металлов. Нефть, поступающая в колонну атмосферной ректификации, должна содержать воды не более 0,2 мае. % и солей не более 5 мг/л, в то время как в добываемой из скважины нефти содержание воды может быть от 5 до 90 % и минеральных солей до 10-15 кг/т. После промысловой подготовки нефти к транспорту содержание солей в ней снижается до 40-1800 мг/л и воды до 0,2-1,0 мае. %. Уменьшение содержания солей в нефти с 8-14 до 3 мг/л снижает потери от коррозии и позволяет не только увеличить межремонтный период работы установок ректификации нефти и мазута от 1-2 до 3-5 лет, но и продлить межремонтный период работы установок вторичной переработки нефтяных фракций, а также уменьшить расход технологического топлива, реагентов и катализаторов. Вода и нефть взаимно нерастворимы, но при интенсивном перемешивании они образуют водонефтяную дисперсную смесь - эмульсию «вода в нефти», разделение которой в отстойниках не происходит из-за малого диаметра частиц диспергированной воды (от 0,1 до 1000 мкм). Минеральные соли присутствуют растворенными в воде, поэтому при обезвоживании нефти происходит и ее обессоливание. Разрушают водонефтяные эмульсии гидромеханическим, термохимическим и электротермохимическим методами, для чего создана и соответствующая аппаратура. Гидромеханический метод отстаивания нефти с целью расслоения пластовой воды и нефти, а также для осаждения мелких частиц диспергированной воды в слое нефти осуществляется в гравитационных отстойниках различной конструкции. Отстойники - это обычно горизонтальные цилиндрические аппараты объемом 100150 м3 с большой поверхностью раздела фаз, в которых отстаивание нефти происходит в течение 1-2 ч при температуре 120-140 °С и давлении до 1,5 МПа. Простое отстаивание нефти малоэффективно, но оно входит обязательным элементом во все другие методы обезвоживания. Термохимический метод использует добавление в нефть деэмульгаторов, которые химически разрушают оболочку мельчайших глобул диспергированной воды. Мелкие глобулы воды объединяются друг с другом, и образовавшиеся глобулы крупного диаметра осаждаются с гораздо большей скоростью. Деэмульгаторы (550 г/т нефти) в смесителе добавляют к нефти, которая при температуре 60-100 °С направляется в горизонтальный отстойник. Деэмульгаторы чрезвычайно разнообразны, их состав и добавляемое количество подбирают экспериментально для каждой нефти разных месторождений. Наибольшее применение получили поверхностно-активные вещества (ПАВ): сульфанол, сульфоэфиры, Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 4 оксиэтилированные жидкие органические кислоты (ОЖК), алкилфенолы (ОП-Ю и ОП-ЗО), нефтенолы, органические спирты (неонол, синтанол и др.), сополимеры этилен- и пропиленоксидов (диссольван, проксанолы, проксамин, кемеликс, сепарол и др.), дипроксамин, оксафоры, прохинор и др. Глубокая очистка нефти от воды (до 0,1 мае. %) и солей (до 1-5 мг/л) достигается только электротермохимическим методом с интенсивным осаждением мелких частиц воды в сильном электрическом поле в присутствии больших количеств свежей промывочной пресной воды (5-7 мае. %). Сферические глобулы (капли) воды под действием переменного электрического поля деформируются, вытягиваются, «дрожат», соударяются и, наконец, сливаются в более крупные глобулы. Этому способствуют также и деэмульгаторы, разрывающие оболочки капель воды, и повышенная температура (120-130 °С), понижающая вязкость нефти. Все эти факторы вместе увеличивают скорость осаждения капель диспергированной воды, в которой растворены минеральные соли. Очистка нефти от воды и солей начинается на нефтяном промысле (подготовка нефти к транспорту) и заканчивается на НПЗ, при этом возможны три-пять стадий очистки с использованием разных методов обезвоживания. Конечной стадией является электрообезвоживание нефти на НПЗ. Современная технологическая установка обезвоживания и обессоливания нефти с применением электродегидраторов может быть автономной (например, ЭЛОУ-6, индекс 10/6) или быть блоком в составе комбинированной установки атмосферной ректификации нефти и вакуумной ректификации мазута (например, ЭЛОУ-АТ-8, индекс 13/1 или ЭЛОУ-АВТ-6, индекс 11/4). В последнем варианте нефть насосом прокачивается через теплообменную группу, где за счет тепла полученных нефтяных фракций нагревается до температуры 130-140 °С и под давлением 1,41,5 МПа через смеситель (для смешивания нефти с деэмульгатором и промывочной пресной водой) поступает в электродегидрато-ры первой ступени. Далее обезвоженная нефть вновь смешивается с деэмульгатором и промывочной пресной водой и поступает в электродегидраторы второй ступени, из которых обезвоженная и обессоленная нефть проходит теплообменную группу для нагрева до температуры 200-230 °С перед первой ректификационной колонной. Из электродегидраторов отводится дренажная соленая вода (с большей частью деэмульгатора и солями) для дальнейшей утилизации. Конструкции промысловых и заводских электродегидраторов несколько различаются. Типовой горизонтальный электродегидратор (рис. 2.10) имеет диаметр 3,4 м и длину 18-24 м, объем 160-200 м3 и расчетное давление 1,8 МПа. Внутри него располагаются два-три решетчатых электрода (несколько выше оси аппарата), которые подвешиваются на изоляторах к корпусу аппарата. Для работы используется высокое напряжение переменного электрического тока (22-44 кВ), расход электроэнергии составляет 2,5-5,0 Вт /м3 нефтИсточник статьи и обсуждение на http://enciklopediya-tehniki.ru/tehnologiya-dobychi-gaza-i-nefti/obezvozhivanie-iobessolivanie-nefti.html Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 5 1. Теоретическая часть 1.1 Характеристика сырья В пластовых условиях нефть граничит с водой. В результате из скважины поступает водонефтяная смесь, которая может содержать 95% воды. Эта вода обычно сильно минерализирована, поэтому главным элементом подготовки нефти к транспорту является ее обезвоживание и обессоливание, кроме того, нефть необходимо дегазировать и отделить механические примеси. В нефтепроводах нефть разных предприятий смешивается. При продаже каждой партии нефти необходимо описание качества сырья, входящего в партию. Для описания качества нефти используются различные классификации, основанные на объединении в группы видов сырья близких по физическим свойствам и химическому составу. Главными параметрами химического состава нефтиявляются: содержание серы, растворимость высокомолекулярных углеводородов,преобладающих в составе сырья, класс углеводородов и содержание некоторых металлов. Основными химическими элементами, входящими в состав нефти, являются углерод (82-87%, здесь и далее - массовые проценты), водород (1115%), сера (до 7%), азот (до2,2%) и кислород (до 1,5%). В незначительных количествах содержатся и другие элементы, но для описания качества нефти важно лишь содержание тяжелых металлов, таких как ванадий. Соединения серы вызывают ускоренную коррозию металлов, поэтому чем выше их содержание в нефти, тем быстрее изнашивается оборудование Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 6 нефтеперерабатывающего завода, тем выше амортизационные отчисления и выше стоимость переработки. Чем выше содержание серы в дизельном топливе и мазуте, тем быстрее изнашиваются двигатели и котлы, где используются эти топлива, поэтому стандарты ограничивают содержание серы в топливах. Кроме того, соединения серы, попадая в атмосферу, вызывают "кислотные" дожди, поэтому экологическое законодательство также ограничивает содержание серы в топливах. По содержанию серы, согласно классификации, принятой на мировом рынке, нефти и газовые конденсаты делятся на малосернистые, сернистые и высокосернистые. Сера содержится в нефти как в виде химических соединений. так и в веди коллоидных частиц. Нефть состоит в основном из.Углеводородов Из различных нефтей выделено более800 индивидуальных углеводородов. В зависимости от структуры молекул углеводороды делятся на группы, причем нефти состоят преимущественно из углеводородов трех групп: парафиновых или алканов (нормального и изостроения), нафтеновых или циклоалканов и ароматических или аренов. Крайне редко в нефти встречаются углеводороды группы олефинов, которые из-за высокой реакционной способности являются нежелательными компонентами. В России нефтяные фракции принято делить на две группы: светлые фракции с температурой кипения ниже 350 0С и темные – с температурой кипения выше 350 0С. Светлые нефтяные фракции являются сырьем для нефтехимии, производства бензина, авиакеросина и дизтоплива, поэтому, обычно чем выше их содержание при первичной перегонке, тем дороже нефть. На мировом рынке для описания товарной нефти принято разделение нефти на фракции, получаемые при атмосферной перегонке. Нефть – сложная смесь алканов (парафиновых или ациклических насыщенных углеводородов), циклоалканов (нафтенов) и аренов (ароматических углеводородов), различной молекулярной массы, а также кислородных, сернистых и азотистых производных углеводородов. Нефти различных месторождений по углеводородному составу неодинаковы. Для нефти всех месторождений характерно, с одной стороны, огромное разнообразие видов, с другой - наличие преимущественно одинаковых элементов в ее составе и структуре, сходство по некоторым параметрам. Элементарный состав разнообразных видов нефти во всем мире изменяются в пределах 3-4% по каждому элементу. Главные нефтеобразующие элементы: углерод (83-87%), водород (12-14%), азот, сера, кислород (1-2%, реже 3-6% за счет серы). Десятые и сотые доли процента нефти составляют многочисленные микроэлементы, набор которых в любой нефти примерно одинаков. Легкая фракция, куда входят наиболее простые по строению низкомолекулярные метановые (алканы), нафтеновые (циклопарафиновые) и Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 7 ароматические углеводороды,- наиболее подвижная часть нефти. В состав средних и тяжелых фракций входят арены с более короткими боковыми цепями. Содержание алканов в различных нефтях колеблется от 2 до 50% и более. Из нефти и природных газов выделены все алканы нормального строения, начиная от метана до гексатриаконтана С36Н74. Нефти классифицируются: по содержанию в них углеводородов (химическая классификация); по содержанию серы, парафинов и качеству получаемых продуктов (технологическая классификация). От относительного содержания алканов нормального и изостроения зависит тип нефти. По классификации Петрова нефти делятся на четыре химических типа: Метановые или парафиновые нефти типа А1 характеризуются высоким содержанием нормальных алканов ( до 15-16%) в характерной фракции, которое превышает содержание изопреноидных алканов. Например, нефть месторождений – Сургут, Самотлор и др.. Нефти типа А2 относятся к парафинонафтеновым. Содержание алканов в них несколько ниже, чем в А 1, и может достигать в характерной фракции 25-30%, а циклоалканов – 60%. К нефтям этого типа относятся нефти Южного Каспия, Прикаспия и др... В составе нафтеновых нефтей типа Б2 резко преобладают циклоалканы, содержание которых в характерной фракции может достигать 60-75%, а алканов – 5-30%. Типичными представителями нефтей данного типа являются нефти северного Кавказа. Четвертая группа нефтей типа Б1 характеризуется по групповому составу как нафтеновая или нафтено – ароматическая. В этих нефтях практически полностью отсутствуют н-алканы и изопреноидные алканы и относительно мало содержание других разветвленных алканов (от 4 до 10%). Примерами нефтей данного типа служат нефти западно-сибирских месторождений: Грязевая Сопка, Сураханы, Балаханы и др... В нефти выделяют углеводородную, асфальто-смолистую части, порфирины, серу и зольную часть. К углеводородной части относят алканы, ароматические углеводороды, циклоалканы. Таким образом, алканы в различных пропорциях в состав всех нефтей. Содержание ароматических углеводородов в нефтях колеблется от 15 до 50% масс. Во многих нефтях по суммарному содержанию над другими классами углеводородов преобладают циклоалканы: их содержание колеблется от 25 до 75% масс. Они присутствуют во всех нефтяных фракциях. Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 8 Кроме того, нефть содержит смолы и асфальтены, основной структурной единицей которых являются конденсированные ароматические и нафтеноароматические циклы, а также соединения серы, азота, кислорода и металлов. Асфальто-смолистая часть нефти — это темноокрашенное вещество. Оно частично растворяется в бензине. Растворившаяся часть называется асфальтеном, не растворившаяся — смолой. В составе смол содержится кислород до 93 % от общего его количества в нефтях. Сера в нефти частично находится в виде Н2S (до 0,03%), но главным образом в виде органических соединений 4 классов: тиолов (или меркаптанов), сульфидов, дисульфидов, тиофеновых производных. Зольная часть — остаток, получающийся при сжигании нефти. Это различные минеральные соединения, чаще всего железо, никель, ванадий, иногда соли натрия. К физическим свойствам нефти относят плотность, вязкость, температуры застывания, кипения и испарения, теплотворную способность, растворимость, электрические и оптические свойства, люминесценцию и др. Нефть является сырьем для получения разнообразных продуктов, имеющих большое практическое значение. На первой стадии переработки из нее удаляют растворенные газообразные алканы, главным образом метан. Затем сырая нефть поступает на фракционную перегонку, или ректификацию. Продукты ректификации могут подвергаться дальнейшей переработке – процессам крекинга, риформинга, алкилирования, ароматизации. Фракционная перегонка нефти позволяет получить ряд фракций с широким интервалом температур кипения. 1.2 Характеристика пластовой воды Пластовые воды – обычные спутники нефтяных и газовых месторождений. Воды встречаются либо в тех же пластах-коллекторах, которыми контролируются нефтяные и газовые залежи, либо образуют самостоятельные чисто водоносные пласты. В первом случае вода занимает пониженные части пластов – коллекторов, подстилая залежи нефти и газа. Во втором случае водоносные пласты не имеют связи с залежами и располагаются выше и ниже продуктивных. Классификация пластовых вод по способу образования По своей генетической природе воды месторождений делятся на несколько форм: 1. Остаточные или молекулярно связанные воды, обволакивающие минеральные частицы пород, адсорбированные в капиллярных и субкапиллярных пустотах нефтяного пласта. 2. Седиментационные воды – это воды, залегающие в пласте с момента отложения осадка, т.е. синхронные времени формирования самой породы. Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 9 3. Инфильтрационные воды, т.е. проникшие в пласт извне за счет подпитки атмосферными осадками, водами рек, озер и морей. Области питания находятся в горах на значительном удалении от глубоко погребенных водонефтяных пластов. Эти пласты в горных системах обнажены и подвержены любым атмосферным явлениям, в т.ч. и проникновению поверхностных вод в пласты – коллекторы. 4. Элизионные воды – это воды, попадающие в пласт-коллектор путем выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков, в т.ч. неколлекторов за счет роста геостатического давления или тектонических напряжений. 5. Воды технические или искусственные, специально закачиваемые в пласт для поддержания пластового давления и более полного вытеснения нефти водой. Пластовая вода – это залегающая в расщелинах, трещинах и подземных порах горных пород вода, а в нефтепромышленности – это вода, которая находится в нефтяном пласте, поэтому выражение «нефтяная вода» тоже будет являться верным. Пластовые воды делят на законтурные, подошвенные и промежуточные пластовые. Каждая из них может быть грунтовой, верховодной, межпластовой безнапорной и межпластовой напорной (артезианской). Известно, что в большинстве месторождений наравне с нефтью и газом залегает пластовая вода, которая нередко может вытеснить нефть из пласта. Впрочем, залегает она обычно в пониженных зонах нефтяных и газовых шлейфов, а иногда и составляет отдельный водный горизонт в разрезе. Контакт воды и нефти в пласте представляет собой переходную зону разной мощности – от нефти к воде и от воды к нефти. Строение этой зоны в основном предопределяется гравитационными и капиллярными силами – именно они распределяют воду и нефть в зоне «столкновения». Но не стоит путать пластовые воды с верхними и нижними, которые проходят, соответственно, над и под нефтезалежами. Ещё одна разновидность пластовых вод – остаточные воды. Они образуются в нефтяных и газовых скважинах в продуктивных частях пласта. То есть это вода, которая сформировалась под землёй со времени образования залежа. Водные и продуктивные составляющие пластов являют собой единый организм и обладают внутренними давлением и гидродинамическими свойствами, что нередко используется при разработке месторождения. Разная пластовая вода по-разному помогает отмывать нефть, поэтому её состав и свойства имеют большое значение в добывающем промысле. Пластовая вода в обязательном порядке обладает следующими характеристиками: - её плотность (зависящая от количества растворённых в составе солей и минералов) варьируется от 1,01 до 1,21 г/см3; - пластовая вода имеет электрическое сопротивление, равное 0,02-0,20 м-м, которое будет снижаться при повышении минерализации; Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 1 0 - природный газ практически не растворяется в пластовых водах, потери составляют всего 1-4%; - а пластовая вода из нефтескважин содержит обилие следующих солей – гидрокарбонат натрия, йод, бром, сероводород, хлорид кальция, хлорид натрий, алюминий и окись железа. Пластовые воды – обычные спутники нефтяных и газовых месторождений. Воды встречаются либо в тех же пластах-коллекторах, которыми контролируются нефтяные и газовые залежи, либо образуют самостоятельные чисто водоносные пласты. В первом случае вода занимает пониженные части пластов – коллекторов, подстилая залежи нефти и газа. Во втором случае водоносные пласты не имеют связи с залежами и располагаются выше и ниже продуктивных. По своей генетической природе воды месторождений делятся на несколько форм. Остаточные или молекулярно-связанные воды, обволакивающие минеральные частицы пород, адсорбированные в капиллярных и субкапиллярных пустотах нефтяного пласта. Седиментационные воды – это воды, залегающие в пласте с момента отложения осадка, т.е. синхронные времени формирования самой породы. Инфильтрационные воды, т.е. проникшие в пласт извне за счет подпитки атмосферными осадками, водами рек, озер и морей. Области питания находятся в горах на значительном удалении от глубоко погребенных водонефтяных пластов. Эти пласты в горных системах обнажены и подвержены любым атмосферным явлениям, в т.ч. и проникновению поверхностных вод в пласты – коллекторы. Элизионные воды – это воды, попадающие в пласт-коллектор путем выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков, в т.ч. неколлекторов за счет роста геостатического давления или тектонических напряжений. Воды технические или искусственные, специально закачиваемые в пласт для поддержания пластового давления и более полного вытеснения нефти водой. 1.3 Характеристика деэмульгатора Реагенты - деэмульгаторы дозируются в товарном виде. Расходы (г/т) применяемых реагентов - деэмульгаторов зависят от их эффективности разрушения водонефтяных эмульсий и уточняются в процессе отработки технологии подготовки нефти. Регенты - деэмульгаторы обычно относятся к третьему классу опасности по степени воздействия на организм человека. Они обладают токсичностью вследствие наличия в них растворителей (метилового спирта, ароматических углеводородов), а поэтому при обращении с ними соблюдаются особые меры предосторожности. Товарная форма реагентов - деэмульгаторов по содержанию активного вещества различна и при прочих одинаковых условиях Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 1 1 различны и дозировки реагентов - деэмульгаторов, применяемых для обезвоживания нефти. Реагенты - деэмульгаторы, как правило, имеют сложный химический состав, поставляются в смеси с различными растворителями, вследствие этого получение строгой характеристики по их составу является затруднительным процессом. Обычно деэмульгаторы представляют собой 50 --70 % растворы ПАВ или композиции на их основе. Причем, растворитель не должен подавлять деэмульгирующей способности реагента, должен обеспечивать низкое значение вязкости продукта при отри нательных температурах и достаточно высоком (не менее 50 %) содержании активного вещества в продукте. Деэмульгаторывещества, обладающие способностью разрушатьзащитные пленки капелек воды, разлагать таким образом, нефтяную эмульсию.Эти вещества, как и эмульгаторы, стремятся абсорбироваться на границах капельками воды и окружающей их нефтью. Деэмульгаторы, применяемые с целью разрушения нефтяных эмульсий, делятся на две большие группы : ионогенные и неионогенные, т.е. диссоциирующие на ионы в водных растворах.На данной установке применяются неионогенные деэмульгаторы. Молекулы деэмулькатора проникают в защитный слой, являющийся многослойной ажурной структурой с каркасом из твердых частиц и промежутками между ними, заполненными обеими жидкими фазами, со стороны нефтяной фазы и адсорбируются на поверхности раздела нефти и воды внутри защитного слоя. Благодаря дифильности молекул деэмульгаторов их полярная часть прочно связывается с водой, а гидрофобная обращена при этом к гидрофильной поверхности частиц стабилизатора, что резко снижает силу взаимодействия поверхности капли воды с находящимися на ней полярными группами частиц стабилизатора. В результате изменяются краевой угол смачивания на гидрофильных участках поверхности частиц стабилизатора и инверсия смачивания. Нефтяная фаза самопроизвольно распространяется по этим участкам, и частицы стабилизатора, полностью смоченные нефтью, вытесняются в объем нефтяной фазы. В результате капли воды лишаются защитных оболочек. Такой механизм действия деэмульгатора вполне объясняет увеличение необходимого его количества с ростом величины адсорбции стабилизатора на каплях эмульгированной воды - это связано с увеличением поверхности контакта нефти и воды внутри слоя стабилизатора. После слияния капель воды и расслоения эмульсии на нефть и воду деэмульгатор, в связи с резким снижением межфазной поверхности, переходит в объемные фазы согласно коэффициенту распределения. Молекулы деэмульгатора образуют гидрофильную пленку на поверхности глобул воды, т.е. продолжают воздействовать на эмульсию в процессе ее транспорта и хранения. Большая часть воды при этом осаждается, остаток соленой воды значительно легче вымывается пресной водой, чем это было бы при наличии застарелой эмульсии. Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 1 2 Кроме того, молекулы деэмульгатора должны обладать хорошим пептизирующим ( смачивающим) действием по отношению к асфальтовосмолистым компонентам нефти для перевода их из состава оболочек в объем дисперсионной среды, при этом они возвращаются в обычное для них состояние. В результате образуются адсорбционные слои из молекул деэмульгатора, не обладающие заметной прочностью. Сбалансированность гидрофильной и гидрофобной частей молекулы деэмульгатора характеризуется ее ГЛБ. Для ПАВ эта характеристика введена Грифином-Девисом и отражает термодинамический параметр, непосредственно связанный с работой перехода ПАВ из одной фазы в другую. Существует корреляция между числами ГЛБ и растворимостью ПАВ в воде: нуль означает ПАВ, которое даже не диспергируется в воде, по мере увеличения растворимости число ГЛБ возрастает. Адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных частицах природных эмульгаторов, молекулы деэмульгатора изменяют их смачиваемость, что переводит эти частицы с границы раздела в объем водной или нефтяной фазы, занимают их место на границе раздела фаз. Поверхностное натяжение при этом понижается. Образующиеся адсорбционные слои из молекул деэмульгатора практически не обладают заметными структурномеханическими свойствами, что способствует быстрой коалесценции капель воды с такими оболочками при их столкновениях друг с другом. Деэмульгаторы — это поверхностно-активные вещества, которые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель и способствует разрушению нефтяных эмульсий. Применяются следующие типы деэмульгаторов:дипроксамин, проксамин, дисолван, сепарол, полиакриламид, оксиэтилированный препарат (ОП) и др. Деэмульгатор должен выполнять следующие требования: быть высокоактивным при малых удельных его расходах; хорошо растворяться в воде или нефти; быть дешевым и транспортабельным; не ухудшать качества нефти; не менять своих свойств при изменении температуры. Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемешивания деэмульгатора с эмульсией и температуры смеси. Подача деэмульгаторов проводится дозировочным насосами. 1.2 Выбор оборудования и обоснование схемы установки В настоящее время для обезвоживания и обессоливания нефти в основном применяют обработку на топлохимических установках. Широкое применение этого метода обеспечивается благодаря возможности обрабатывать нефть с различным содержанием воды без замены оборудования и аппаратуры, простоте установки, возможности легко менять деэмульгатор в зависимости от свойств поступающей эмульсии. Однако теплохимнческий метод имеет ряд недостатков, например большие затраты на деэмульгаторы и повышенный Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 1 3 расход тепла. На практике обессоливание и обезвоживание ведутся при температуре 50—100 градусов. Термохимическое обезвоживание и обессоливание основано на нагреве эмульсии и химическом воздействии на неё деэмульгаторов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается, что облегчает отделение воды. Для подогрева нефти используем теплообменник, потому что он имеет свойства подогрева, которые нам необходимы. Для нагрева нефти паром используем пароподогреватель т.к он имеет те же свойства что и теплообменник только он подогревает паром, подаваемый из кипятильника. Для перекачки деэмульгатора из бачка в смеситель используем насос. Для самого процесса обессоливания и обезвоживания используем отстойник. Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 1 4 Наименование Количе ство единиц 1 Материал рабочей зоны, способы защиты Сталь М10 Техническая характеристика 1 Сталь 08X17T Смеситель 1 Сталь 08Х13 Подогреватель 1 Сталь 08X17T Насос 2 Сч 18-36 ГОСТ-16317-87. Рабочее положение горизонтальное и вертикальное. Длина 159-1200 мм. Условное давление кожух/труба-0,6-4,0/30-60.Длина трубы 1000-9000 мм. Длина аппарата 154010380мм. Площадь поверхности теплообмена 1-942м2.Проходное сечение 0,4-18,9м3*10 ГОСТ 25809-96. Давление насыщенных паров в нефти не более 66,7кПа при температуре 37,8°С в соответствии с международным стандартом ИСО 300799 «Нефтепродукты. ГОСТ-28679-90. Теплопроизводительность 2,08 Гкал/час. Диаметр корпуса 436 мм. Площадь нагреваемой поверхности 12,2 м2. Масса 500 кг. Длинна 3575 мм ГОСТ 12124-87.Тип 3КМ6.Произвадительность 45м3/ч Т12-3 Манометр технический 2 Сборный Емкость 2 Сталь 12Х18Н9 Запорная арматура 2 Чугун Отстойник 1 Теплообменник Кожухотрубчатый с неподвижными трубными решетками и с температурным компенсатором на кожухе (ТК) Холодильник кожухотрубчатый с неподвижными трубными и с температурным компенсатором на кожухе ГОСТ-31842-2012.диаметр 159-1200 мм.. Условное давление 0,6-1,6 Мпа. Температура 30-350С.Длина трубы 10009000мм. Длина аппарата 1540-10380. Площадь поверхности теплообмена 1964 м2. ГОСТ 8625-77.Тип ОБМ-1-100 Класс точности 2.5.Пределы измерения 0-1.0 Мпа ГОСТ 7350-77. "Сталь толстолистовая коррозионно-стойкая, жаростойкая и жаропрочная. Технические условия" Сталь: МВ10Х17Н13М2Т ГОСТ Р54808-2011 Задвижка с обрезным клином и невыдвижным штоком, фланцевая.. Температура до 120°С. Диаметр : 100мм. Давление 16 бар ГОСТ-2.791-74 Вместимость 75 м3. Рабочее давление в подогреве 0,4 Мпа. Рабочая температура от 0 до 90°С. Дпустимая минимальная температура 60 °С. Высота резервуара 4680мм. Масса 7920 кг Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 1 5 1.3 Описание технологической схемы Обводненная нефть (сырая) поступает в резервуар 1, откуда насосом 3 перекачивается в теплообменник 4. Здесь она подогревается до 40-60 градусов (С) и далее поступает в подогреватель 5, где подогревается паром до 70-100 градусов (С) и более. Дозировочный насос 7 непрерывно из бачка 6 подкачивает деэмульгатор через смеситель 2 в эту эмульсию.Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойник 9, где вода отделяется от нефти и отводится в канализацию. Затем обезвоженная и нагретая нефть через теплообменник 4 и холодильник 8 поступает в товарный резервуар 10, а затем направляется на переработку по нефтепроводу. В теплообменнике 4 нагретая нефть отдает тепло холодной нефти, после чего дополнительно охлаждается в холодильнике 8 Рисунок 1- Схема термохимического обессоливания и обезвоживания 1-Резервуар; 2-смеситель; 3-насос; 4-теплообменник; 5пароподогреватель; 6-бачок; 7-насос; 8-холодильник; 9-отстойник; 10резервуар; l-задвижка; ll-манометр. 1.4 Описание основного аппарата Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 1 6 Отстойники. Отстаивание является более дешевым процессом, чем другие процессы разделения неоднородных систем, например фильтрование. Кроме того, разделение фильтрованием ускоряется при прочих равных условиях в случае предварительного сгущения фильтруемого материала. Поэтому отстаивание часто используют в качестве первичного процесса разделения, стремясь удалить возможно большие количества твердого вещества из сплошной фазы. Отстаивание проводят в аппаратах, называемых отстойниками, или сгустителями. Различают аппараты периодического, непрерывного и полунепрерывного действия, причем непрерывно действующие отстойники, в свою очередь, делятся на одноярусные, двухъярусные и многоярусные. В промышленности наиболее распространены отстойники непрерывного действия. Отстойник непрерывного действия с гребковой мешалкой представляет собой невысокий цилиндрический резервуар 1 с плоским слегка коническим днищем и внутренним кольцевым желобом 2 вдоль верхнего края аппарата. В резервуаре установлена мешалка 3 с наклонными лопастями, на которых имеются гребки 4 для непрерывного перемещения осаждающегося материала к разгрузочному отверстию 7. Одновременно гребки слегка взбалтывают осадок, способствуя этим более эффективному его обезвоживанию. Мешалка делает от 0,015 до 0,5 об/мин, т. е. вращается настолько медленно, что не нарушает процесса осаждения. Исходная жидкая смесь непрерывно подается через трубу 5 в середину резервуара. Осветленная жидкость переливается в кольцевой желоб и удаляется через штуцер 6. Осадок (шлам) — текучая сгущенная суспензия (с концентрацией твердой фазы не более 35—55%) — удаляется из резервуара при помощи диафрагмового насоса. Вал мешалки приводится во вращение от электродвигателя 5 через редуктор. Вместе с удаляемым осадком часто теряется значительное количество жидкости, поэтому для уменьшения ее потерь и выделения жидкости из сгущенной суспензии осадок из первого отстойника направляют в другой отстойник для отмывки водой и последующего отстаивания. Осадок, полученный во втором аппарате, будет содержать такое же количество жидкости, что и осадок в первом отстойнике, но уже значительно разбавленной водой. При наличии нескольких последовательно соединенных отстойников можно удалить из осадка до 97—98% жидкости. Для уменьшения количества промывных вод отстаивание проводят по принципу противотока (рис. V-5): осадок последовательно движется из первого отстойника в последний, а вода — в направлении, обратном движению осадка: Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 1 7 Рисунок 2 - Отстойник непрерывного действия с гребковой мешалкой 1 — корпус; 2— кольцевой желоб, 3— мешалка; 4 — лопасти с гребками, 5—труба для подачи исходной суспензии, в — штуцер для вывода осветленной жидкости; 7 — разгрузочное устройство для осадка (шлама); 8 — электродвигатель. Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 1 8 2. Расчетная часть 2.1 Расчет материального баланса В основе составления материальных и энергетических балансов лежат законы сохранения материи и энергии. В каждом материальном балансе количество введенных в производственный процесс материалов должно равняться количеству полученных продуктов, полупродуктов и отходов производства. В общем виде материальный баланс может быть выражен уравнением: МА + МВ + …….= МС + МD + … М∆А + М∆В + …… М∆Е + М∆F + МП, где МА и МВ – количества веществ, введенных в производственный процесс или в одну из его стадий, или в аппарат; МС и МD – количество продуктов производства, выходящих из аппаратуры; М∆А и М∆В – количества непрореагировавших исходных веществ; М∆Е и М∆F – количество побочных продуктов реакции (если они имеются); МП –количество потерь (отходов, отбросов), главным образом механических. Уравнение материального баланса может быть отнесено к единице сырья или продукции, или к аппарату, или к отдельной операции, или даже к ее стадии в единицу времени. Материальные балансы иногда составляют также по отношению к отдельным реагентам, участвующим в процессе. При проектировании и при анализе производственной работы цеха или завода составляются более детальные балансы – по всем стадиям технологического процесса. Для составления материальных балансов необходимо знать химический состав и некоторые физические и физико-химические свойства исходного сырья, полупродуктов и конечных продуктов производства. После проведения стехиометрических расчетов составляют таблицу материального баланса. Чаще всего расчеты относятся к 1000 или 100 кг продукта или сырья. Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 1 9 Таблица 6 - Материальный баланс установки обессоливания и обезвоживания нефти №П/П 1 Наим. статей 2 Сырая нефть Приход Ед. измерения 3 кг Пластовая кг вода Итого: кг Колличество Наим. статей 4 50 50 100 5 Обессоленная и обезвоженная нефть Солёная вода Расход Ед. измерения 6 кг кг Итого: кг Газ расширения Газ стабилизирующий Потери Колличество 7 45 50 100 1.5 2.5 1 2.2 Расчет основного аппарата Расчет первичного вертикального отстойника Отстаивание является самым простым, наименее трудоемким и дешевым методом выделения из сточной воды примесей плотность которых отличается от плотности воды. Вертикальные отстойники представляют собой круглые в плане резервуары с коническим днищем, в которых поток осветляемой воды движется в вертикальном направлении. В данном курсовом проекте применяем вертикальные отстойники с центральным впуском из-за небольшого расхода сточных вод (рис. 4). Осветленная вода собирается периферийным сборным лотком, всплывающие жировые вещества собираются кольцевым лотком. Рисунок 3 - Вертикальный отстойник с центральным впуском: 1 центральная труба; 2 - зона отстаивания; 3 - осадочная часть; 4 - отражающий щит; 5 - периферийный сборный лоток; 6 - кольцевой лоток; 7 - удаление осадка Определим значение гидравлической крупности U0, мм/с по формуле Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 2 0 ; (36) где - глубина проточной части в отстойнике, принимаемая 2,7 м; - коэффициент использования объема проточной части отстойника, равный 0,35; - продолжительность отстаивания, для производственных сточных вод, в зависимости от концентрации взвешенных веществ, составляет 195 с [4]; h1 - глубина слоя, равная 0,5 м; n2 - показатель степени, зависит от эффективности осветления, для производственных сточных вод равный 0,25. мм/с. Принимаем количество рабочих отстойников n = 2. Рассчитаем диаметр центральной трубы , м, по формуле ; (37) где qmax с - максимальный секундный расход сточных вод, равный 0,059м3/с; ven - скорость движения рабочего потока в центральной трубе, не менее 0,03 м/с. м. Определяем диаметр отстойника , м, по формуле ; (38) где vtb - скорость турбулентной составляющей, принимается равной 0,1мм/с. м. Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 2 1 Принимаем типовой отстойник с номером типового проекта 902-2-20, основные параметры которого приведены в таблице 3 Таблица 3 Основные параметры типового вертикального отстойника Номер типового проекта Материал цилиндрической части, Hц конической части, Hк Монолитный железобетон 902-2-20 Диаметр, м Строительная высота 6 4,1 2,8 Рассчитаем общую высоту отстойника Н, м, по формуле ; Концентрация взвешенных веществ, содержащихся в сточной воде на выходе из отстойника, мг/дм3, определяется по формуле ; где Э - эффект осветления сточной жидкости, равный 90 %; Сen - концентрация взвешенных веществ в сточной воде поступающей на отстойник, равная 51 мг/дм3. мг/дм3. Определяем суточное количество осадка, задерживаемое в отстойниках , м3/сут, по формуле где Q - суточный расход сточных вод, равный 3400 м3/сут; - влажность осадка, равная 94 - 96%; - плотность осадка, равная 1 г/см. м3/сут. После первичного вертикального отстойника уменьшается концентрация следующих загрязнений: БПК5 (25 %). мг О2/дм3. Диаметр подводящего трубопровода на первичные вертикальные отстойники равен диаметру отводящего трубопровода от вихревого смесителя и равен d = 300 мм. Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 2 2 Заключение Наличие значительного количества и разнообразия методов обезвоживания и обессоливания нефти затрудняет выявление наиболее рациональных из них. Рациональность методов определяется следующими основными показателями их качественности: 1) эффективность; 2) возможность полного отделения воды и сухих солей; 3) отсутствие необходимости применения подогрева; 4) максимальная простота метода и оборудования; 5) экономичность процесса. Поэтому чаще применяют на НПЗ комбинацию методов обессоливания и обезвоживания, например, на ЭЛОУ сочетается четыре фактора воздействия на эмульсию: подогрев, подача деэмульгатора, электрическое поле и отстой в гравитационном поле. Именно на ЭЛОУ закладываются основы качества выпускаемой продукции, формируются предпосылки благополучной жизнедеятельности сложного технологического оборудования. Американцы как-то подсчитали, что лишний миллиграмм соли в литре нефти вызывает коррозию трубопроводов и другого оборудования нефтеперерабатывающего комплекса на миллиард долларов в год. Организация технологического процесса термохимического обезвоживания и обессоливания нефти представлена в моей курсовой работе. В теоретической части работы дается характеристика сырья, продукта, описание технологической схемы, обоснование и выбор подобранного оборудования, устройство и принцип действия отстойника. Рассчитан материальный баланс установки термохимического обезвоживания и обессоливания нефти. Рассчитаны основные параметры отстойника. Указанна литература. Цель и задача - организация технологического процесса термохимического обезвоживания и обессоливания нефти, поставленные при написании курсовой работы, считаю достигнутыми. Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 2 3 Литература Список использованных источников 1 Филимонова, Е. И. Основы технологии переработки нефти: Учебное пособие / Е. И. Филимонова. ? Ярославль: издательство ЯГТУ, 2010. ? 171 с. 2 Глаголева, О. Ф. Технология переработки нефти / О. Ф. Глаголева, В. М. Капустин, Т. Г. Гюльмисарян. - М.: Химия Колос С, 2007. ? 400 с. 3 Мановян, А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для вузов / А. К. Мановян. - М.: Химия, 2001. ? 568 с. 4 Ахметов, С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов / С. А. Ахметов. ? Уфа: Гилем, 2002. ? 672 с. 5 Баннов, П. Г. Процессы переработки нефти / П. Г. Баннов. - М.: ЦНИИТЭ, 2000. ? 224 с. Лист ПЭР 18.09.13.5218.07 Изм. Лист № докум Подпись Дата 2 4
