Проект газоперерабатывающего завода



 

 
Аннотация

 

Данный дипломный проект промысловой установки первичной  переработки содержит разделы: введение, технико - экономическое обоснование, технологические решения, системы  управления химико - технологическим  процессом, строительные решения, безопасность и экологичность проекта, заключение, список используемой литературы и приложения.

В разделе "Технико - экономическое  обоснование" приводится основные экономические  показатели проектируемой установки  первичной переработки нефти.:

1. Прибыль от реализации, тыс. руб. – 35900,7;

2. Рентабельность производства, % - 18,17;

3. Рентабельность продукции, % - 28,6.

4. Срок окупаемости,  лет - 5

Раздел "Технологические решения " включает в себя: теоретические  основы процесса атмосферной перегонки и процесса обессоливания нефти, разработку технологической поточной схемы переработки нефти, характеристику установок по переработке нефти, технические требования на готовую продукцию, материальный баланс НПЗ, расчет опытного блока обессоливания нефти.

В разделе "Системы  управления химико - технологическим процессом" сделан выбор и обоснование параметров автоматического контроля, регулирование, управления и сигнализации.

Раздел "Строительные решения " иллюстрирует конструктивные решения зданий и сооружений, размещения оборудования и генерального плана установки и завода в целом.

В разделе "Безопасность и экологичность проекта" рассмотрены  вопросы: опасных и вредных производственных факторов, характеристики опасности  проектируемой установки, безопасности производственной деятельности, производственной санитарии и гигиены труда, противопожарные мероприятия и экологичность проекта.

Объем пояснительной  записки 155 страницы;

Вся сводная информация сведена в таблицы. Количество таблиц 51.

При разработке проекта использовано 47 источников литературы.

Графические листы содержат: электрокоалесцер-дегидратор, технологические схемы установок «Хай-Тек 20000», «Хай-Тек 10-30» и опытного блока обессоливания нефти, генеральный план ОПМНК, автоматизация опытного блока обессоливания, схема расположения оборудования ОБОН, плакат с экономическими показателями.

 

Содержание:

Введеиие

7

1.Технико-экономическое обоснование

8

2.Технологические решения

9

2.1.Теоретические основы процесса

9

2.1.1.Индексация нефти и ее связь с технологией переработки

9

2.1.2.Физико - химические основы обессоливания и обезвоживания

13

2.1.3.Основные факторы, определяющие выход и качество обессоливания нефти

 

17

2.1.4.Физические основы дистилляции нефти на фракции

22

2.1.5.Выбор и основные схемы переработки нефти

25

2.2.Характеристики исходной нефти 

27

2.3.Обоснование выбора варианта и технологической схемы

перегонки нефти

 

30

2.4.Характеристика установок по  переработке нефти 

32

2.4.1.Опытный блок обессоливания нефти (ОБОН)

32

2.4.1.1.Описание технологической схемы

33

2.4.2.Установка «Хай- Тек 20000»

36

2.4.2.1.Описание технологической схемы

38

2.4.3.Установка «Хай- Тек 10-30»

44

2.4.3.1.Описание технологической схемы

45

2.5.Технические требования на  готовую продукцию

51

2.6.Материальный баланс опытно-промышленного малогабаритного нефтеперерабатывающего комплекса (ОПМНК)

 

54

2.7.Расчет сырьевого парка НПЗ

55

2.7.1.Расчет резервуаров хранения сырой нефти

55

2.7.2.Расчет производственного энергопотребления

55

2.7.3.Потери нефтепродуктов

56

2.8.Расчёт блока обезвоживания и обессоливания

57

2.8.1.Расчёт сырьевой смеси 

57

2.8.2.Расчёт теплообменников для нагрева исходной смеси

59

2.8.3.Расчет теплообменника для нагрева свежей воды

66

2.8.4.Расчет холодильника для оборотной нефти

68

2.8.5.Материальный баланс опытного блока обессоливания нефти (ОБОН)

70

2.8.6.Подбор смесителей

71

2.8.7.Расчет системы вертикальных цилиндрических электродегидраторов непрерывного действия

72

2.8.7.1 Описание конструкции электрокоалесцера-дегилратора 

73

2.8.7.2 Описание работы электрокоалесцера-дегилратора

73

2.8.8.Подбор емкостей

74

2.8.9.Подбор насосов

75

2.9.Выбор основного технологического оборудования

76

3.Системы управления химико  – технологическим процессом

80

3.1.Выбор и обоснование параметров  автоматического контроля, регулирования, управления и сигнализации

80

3.2.Выбор и обоснование приборов и средств автоматизации

82

4.Строительные решения

90

4.1.Общие сведения о природных и инженерно-геологических условиях площадки

 

90

4.1.1 Характеристика грунтов площадки строительства

90

4.2.Принципиальные конструктивные решения

91

4.3.Конструктивные решения зданий и сооружений

94

4.4.Мероприятия по гидроизоляции и защите  от коррозии  и проникновения нефтепродуктов в грунт

 

97

4.5.Отопление и вентиляция

97

4.6.Генеральный план и транспорт

98

5.Безопасность и экологичность  проекта 

101

5.1.Анализ опасных и вредных  производственных факторов проектируемого производства

 

101

5.2. Оценка воздействия опасных  факторов в результате аварии

106

5.3. Общая характеристика опасности проектируемого производства.

108

5.4.  Производственная  безопасность

110

5.4.1. Организация службы охраны  труда на предприятии

110

5.4.2. Технические мероприятия  по созданию безопасных условий  труда

 

112

5.4.3.Автоматизация технологического процесса

113

5.4.4.Защита от вредных выделений газов, паров и пыли

114

5.4.5.Электробезопасность.

114

5.4.6.Защита от статического электричества

115

5.4.7.Молниезащита

117

5.5.Производственная санитария

117

5.5.1.Защита от теплового баланса организма

117

5.5.2.Защита от шума и вибрации

118

5.5.3.Защита органов зрения от перенапряжения

119

5.5.4.Обеспечение санитарно-бытовыми помещениями

119

5.5.5.Водоснабжение

120

5.5.6.Организация питания

121

5.5.7.Пожарная безопасность

121

5.6.Экологическая безопасность.

123

5.6.1.Охрана атмосферного воздуха

123

5.6.2.Охрана естественных  водоемов и рациональное использование  водных ресурсов.

 

124

5.6.3.Охрана почв и грунтовых вод

125

5.6.4. Благоустройство  и озеленение санитарно-защитной зоны и территории предприятия

 

125

5.7. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях

127

6.Основные технико-экономические  показатели проекта

132

6.1 Планирование производства

132

6.1.1.Режим работы установки,  эффективный фонд работы оборудования

 

132

6.1.2.Расчёт производственной  программы 

133

6.2. Расчет стоимости  основных производственных фондов

134

6.2.1 Расчет  стоимости  зданий

134

6.2.2. Расчёт стоимости  технологического оборудования, транспортных  средств, инструмента и инвентаря

 

135

6.3. Расчет численности  персонала

136

6.3.1. Расчёт численности  рабочих

136

6.4. Расчет фондов заработанной  платы персонала.

141

6.4.1. Расчёт фонда зарплаты  рабочих

141

6.4.2 Расчёт фонда зарплаты  цехового персонала

143

6.5. Планирование себестоимости продукции

144

6.5.1. Расчёт сметы расходов  по содержанию и эксплуатации  оборудования.

 

144

6.5.2. Расчёт сметы цеховых  расходов

145

6.6. Расчет себестоимости  продукции

145

6.7. Планирование прибыли

147

6.7.1. Расчёт прибыли  от реализации продукции

147

6.7.2. Расчёт эффективности  производства

147

6.8.Выводы

150

7.Заключение 

151

8.Список используемой  литературы

152


 

 

 Введение

 

Республика Саха (Якутия) является одним из наиболее перспективных  на нефть и газ, и в тоже время  наименее изученных, регионов России. При общей площади территории республики 3100 тыс. км2, площадь наиболее перспективных на нефть и газ земель Западной Якутии превышает 1500 тыс. км2. На ее территории пробурено всего 1019 глубоких скважин общим метражом 2,411 млн. пог. м. Средняя плотность бурения составляет всего 1,58 м/км2 перспективной территории, а изученность сейсморазведкой 0,14  пог.км/км2.

Начальные прогнозные ресурсы углеводородов  территории Якутии составляют 12,421 млрд. т. УУВ, в том числе свободного газа - 9,422 трлн. м3, нефти - 2,394 млрд. т. (извлекаемые), конденсата - 0,409 млрд. т. (извлекаемые).

Все разведанные запасы нефти сосредоточены  на юго-западе республики. По 12 газонефтяным и нефтегазовым месторождениям извлекаемые  запасы нефти категорий С1 и С2  учтены в Госбалансе РФ в количестве 295 млн. т. По категории С1 они составляют 186 млн.т (63%), то есть это запасы, подготовленные к промышленному освоению. Из них более реальной является цифра 164 млн.т., именно она утверждена Государственной комиссией по запасам. Эти запасы практически сосредоточены на трех месторождениях, находящихся сегодня в разработке: Талаканском, Среднеботуобинском и Иреляхском.

В Республика Саха (Якутия) поставляются нефтепродукты только в летний период времени водно-транспортным путем - это обуславливает нехватку нефтепродуктов (а точнее дизельного топлива) в регионе.

Задание данного проекта  предусматривает переработку Талаканской нефти. Эта нефть малосернистая, малопарафинистая с высоким содержанием светлых фракций, выкипающих до 3600С. Завод необходимо проектировать по схеме топливного варианта.

Целью данного проекта  является выбор аппаратов для  первичной переработки нефти. Завод  должен работать по топливному варианту, производительностью 50 тыс. тонн в год.

После обезвоживания и обессоливания нефти осуществляется атмосферная перегонка нефти на установках «Хай-Тек 20000» и «Хай-Тек 10-30». Атмосферная перегонка предназначена для разделения нефти на фракции.

 

Технико-экономическое обоснование

 

Выбор точки строительства  нефтеперерабатывающего завода зависит от ряда факторов, главный из которых - потребность близлежащих районов в нефтепродуктах. Разумеется, желательно, чтобы вблизи завода имелись источники сырья - нефти.

Строительство мини завода предлагается в п. Витим мощностью 50 тыс.тонн для удовлетворения собственных нужд нефтедобыващего предприятия и обеспечения п.Витим и Пеледуй котельным топливом является наиболее эффективным и экономически выгодным.

  Как показали расчеты экономической оценки строительства мини-нефтеперерабатывающих установок в Республике Саха (Якутия),  наиболее эффективным является размещение их на промыслах, на конце нефтепровода и в крупных населенных пунктах с хорошо доступной транспортной схемой и наличием емкостного парка.

Задание данного проекта  предусматривает переработку Талаканской нефти. Следует отметить, что малотоннажная переработка представляет собой прямую перегонку нефти с производством бензиновой фракции, дизельного топлива и мазута. Полученная бензиновая фракция характеризуется низким октановым числом порядка 45-47 единиц. Доведение ее до товарного бензина А-76 путем вторичной переработки для малых объемов экономически не оправдано. Использование присадок, производимых в России и за рубежом позволяет увеличить октановое число лишь на 8-12 пунктов. Полученную в результате такой переработки бензиновую фракцию можно использовать как растворитель для чистки емкостей под нефтепродукты, направлять на дальнейшую переработку на ближайший НПЗ, добавив присадки использовать как моторное топливо для внедорожной техники.

Таким образом, целесообразность строительства мини-установок в  том или ином населенном пункте должна решаться  в каждом конкретном случае отдельно, с учетом реализации не только мазута, дизельного топлива, моторного топлива, но и решения проблемы сбыта и применения бензиновой фракции.

В настоящее время  в Республике нет четко разработанной  концепции развития малотоннажной переработки нефти и газа. Для ее определения целесообразно привлечение науки для разработки оптимизационной модели размещения нефтегазоперерабатывающих объектов в Республике Саха (Якутия) с учетом топливно-энергетического баланса, результатом которой должно явиться определение очередности строительства и пунктов размещения объектов переработки нефти и газа в период ОПЭ месторождений и в период их промышленной эксплуатации. 


2 Технологические решения

2.1 Теоретические основы  процессов

         2.1.1 Индексация нефти и ее связь  с технологией  

                  переработки

 

Нефть представляет собой сложную  смесь органических соединений. В ее составе обнаружены сотни углеводородов различного строения, многочисленные гетероорганические соединения. Основные химические элементы, из которых состоит нефть- углерод (83-87%, масс.) и водород (11,5-14%, масс.), а также азот, кислород, сера.

По единой классификации всех видов  природных энергоносителей, все  нефти делят на 4 категории в  зависимости от признака - агрессивное  состояние, плотность, вязкость:

-легкие, с плотностью 870 кг/м3 ,

-средние, с плотностью 870-920 кг/м3,

-тяжелые, с плотностью 920-1000 кг/м3,

-сверхтяжелые, с плотностью выше 1000 кг/м3, а вязкость не превышает  10Па*с.

Талаканская нефть с  плотностью 846,4 кг/м3 относится к  легким нефтям.

Все системы определения критериев  нефти по основополагающим признакам  классификации относят к трем группам – химические, геохимические, технологические.

Химические классификации основываются на различиях химического состава  нефти или их фракций.

Физико-химические параметры классификации.

Плотность:

-очень  легкие нефти (p4 20<0,8),

-легкие нефти (p420=0,8-0,84),

-средние  нефти (p420=0,84-0,88),

-тяжелые  нефти (p420=0,88-0,92).

Содержание светлых  фракций, выкипающих до 3600С:

-с  низким содержанием (до 25% масс.),

-средним  содержанием (25-50%),

-высоким  содержанием (50%-75),

-весьма высоким содержанием (75-100%).

Содержание серы:

-малосернистые  (содержание S=0,5%),

-средней  сернистости (0.5-1%),

-сернистые  (1-3%),

-высоко  сернистые (>3%).

Содержание смолисто- асфальтеновых веществ:

-малосмолистые ( до 10% масс. асфальтосмолистых),

-смолистые (10-20%),


-высокосмолистые  (20-35%).

Содержание твердого парафина:

-малопарафинистые (до 5% масс.парафина),

-парафинистые (5-10%),

-высокопарафинистые (>10%).

 

Таблица 2.1 - Классификация по углеводородному  составу (16 классов).

Класс нефти

Содержание, % (масс.)

ал-

ка-

ны

циклоалканы

арены

Ароматическая

 

 

 

2  0-25

 

0-25

50-75

Существенно- ароматическая

75-100

Ароматически- нафтеновая

25-50

25-50

Нафтено- ароматическая

50-75

Нафтеновая

50-75

0-25

Ароматически- нафтеновая

25-50

Существенно- нафтеновая

75-100

0-25

Ароматически- метановая

25-50

0-25

25-50

Метано- ароматическая

50-75

Нафтено- метановая

25-50

0-25

Ароматически-нафтенометановая

25-50

Метано-нафтеновая

50-75

0-25

Метановая

50-75

0-25

0-25

Ароматически- метановая

25-50

Нафтено- метановая

25-50

0-25

Существенно- метановая

75-50-7550-7550-7550-7550-7550-75 50    75-100

0-25

0-25


 

Талаканская нефть, по химической классификации, относится к средней нефти с высоким содержанием светлых фракций, выкипающих до 3600С, малосернистой, малосмолистой, малопарафинистой.

Геохимические классификации имеют  в своей основе теории нефтеобразования. Формирование нефти, как химического  вещества, в недрах Земли связано, с одной стороны, с природой (химическим составом) материнского вещества, из которого началось нефтеобразование, а с другой стороны с воздействием внешних факторов (температура, давление, присутствие химически активных горных пород).


Таких классификаций несколько. Наиболее законченная- геохимическая классификация по А.А.Петрову. В ней исходными позициями является содержание в нефти реликтовых углеводородов, т.е. соединений, общих по своему химическому строению с органическим нефтематеринским веществом. Они считаются в этом случае как бы биологическими метками нефти, например: изопреноидные алканы отС14Н30до С25Н52. Деление нефти по группам ведется на основе их соотношений с алканами нормального строения на 4 типа: А1, А2, Б1, Б2.

        Тип нефти            Кi                   iф                Пф

А1                     0,95-2,5          0,2-20         4-70

А2                     2,5-100             3-20         0,1-6,0

Б1                          -                  0,1-15           -

Б2                          -                  0,1-15            -

Кi, iф , Пф –критерии количественной оценки типов нефти.

        Кi=I/П,

        iф =П/Nф,

        Пф=i/N, где I-сумма высот пиков тетраметилпентадекана С19Н40 и тетраметилгексадекана С20Н42 по хроматограмме нефти;

        П- сумма высот пиков нормального гептадекана С17Н36 и нормального октадекана С18Н38 по той же хромотограмме;

        Nф-циклоалкановый фон хроматограммы неразделенных углеводородов, на котором проявляются пики I и П.

Технологические классификации обычно преследуют прикладные цели. В их основу положены 5 признаков, имеющих значение для технологии переработки нефти, согласно ГОСТ 912-66(ОСТ38.1197-80):

-содержание серы (класс нефти),

-содержание  светлых фракций до 3500С (тип нефти),

-потенциальное содержание базовых  масел (группа нефти),

-качество масел по индексу  вязкости (подгруппа нефти),

-содержание твердых парафинов  (вид нефти).

По этим признакам регламентированы следующие классификационные нормы:

Таблица 2.2 - Класс нефти

 

Содержание серы, % (масс.)

Нефть

Бензин

(н.к.-1800С)

Авиационный

керосин

(120-2400С)

Дизельное

топливо

(240-3500С)

1(малосернистая)

<0.5

<0.1

<0.1

<0.2

2(сернистая)

0.51-2.0

<0.1

<0.25

<1.0

3(высокосернис-тая)

>2.0

<0.1

>0.25

>1.0


 

Таблица2.3 - Тип нефти

 

Содержание фракций до 3500С,% (масс.)

1(легкая)

>55,0

2(средняя)

45-54,9

3(тяжелая)

<45



Таблица 2.4 - Группа нефти

 

Потенциальное содержание базовых  масел, %

 

На нефть

На мазут (фр.350)

1

>25

>45

2

15-24,9

45

3

15-24,9

30-44.9

4

<15

<30


 

Таблица 2.5 -  Подгруппа нефти

 

Индекс вязкости масел

1

>95

2

90-95

3

85-90

4

<85


 

Таблица 2.6 - Вид нефти

 

Содержание парафина,%

(масс.)

Требования по депарафинизации

требуется

не требуется

1 (малопарафинистая)

<1.5

  

Для получения

реактивного и дизельного топлив и  дистиллятных базовых масел .

2 (парафинистая)

1.51-6.0

Для получения и летнего  дизельного топлив

Для получения зимнего  топлива

и дистиллятных базовых масел

3 (высокопарафинистая)

>6.0

Для получения реактивного  и дизельного топлив

и дистиллятных базовых масел.

  

 

Шифр нефти по этой классификации записывается пятизначным числом с точками, например 1.2.2.1.1- малосернистая нефть, со средним содержанием светлых дистиллятов, с достаточно высоким содержанием высокоиндексных масел и низким содержанием парафина.

Направление промышленной переработки (на топлива или масла), набор технологических процессов (сероочистка, депарафинизация) и ассортимент конечных продуктов, определяется в зависимости от шифра.


Технологическая классификация базируется на массиве данных, получаемых в  результате исследования нефти. Два из них – потенциальное содержание светлых нефтепродуктов и потенциальное содержание масел, имеют важное технологическое значение. Так, используя программу №1 исследования нефти, можно четко представить направление переработки нефти:

-определение физико-химических характеристик нефти;

-перегонка нефти на узкие  10-20 градусные фракции, компаундирование  из них различных нефтепродуктов (бензина, сырье для риформинга, керосины различного назначения, дизельные топлива, сырье крекинга, масляные дистилляты и остаточные продукты) и определение физико-химических характеристик всех этих продуктов;

-определение суммарного потенциального  содержания светлых нефтепродуктов;

-физико-химическую характеристику  остатков разной глубины отбора  от нефти;

-определение выхода кокса при коксовании остатков;

-установление возможности получения  битума;

-установление потенциального содержания  и физико-химических свойств базовых  масел в остатке нефти выше 3500С;

-определение шифра нефти. 

 

2.1.2 Физико - химические основы обессоливания и обезвоживания [3]

 

Добываемая из недр земли  нефть, помимо растворенных в ней  газов, содержит некоторое количество примесей - частицы песка, глины, кристаллы  солей и воду. Содержание твердых  частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90%воды и только 10% нефти. Для перекачки же по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды.

Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно. Хлористый натрий практически не гидролизуется. Хлористый кальций в соответствующих условиях может гидролизоваться в количестве до 10% с образованием НС1. Хлористый магний гидролизуется на 90%, причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтеперерабатывающей аппаратуры. Гидролиз хлористого магния

МgСl2 + Н20    МgОНС1 +НС1

Может протекать под  действием воды, содержащейся в нефти, также за счет кристаллизационной воды хлористого магния. Разъедание аппаратуры продуктами гидролиза происходит как в зонах высокой температуры (трубы печей, испарители, ректификационные колонны), так и в аппаратах с низкой температурой (конденсаторы и холодильники).

При перегонке нефти в результате разложения сернистых соединений образуется сероводород, который (особенно в сочетании с хлористым водородом) является причиной наиболее сильной коррозии аппаратуры. Сероводород в присутствии воды или при повышенных температурах реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое железо:

Fе +Н2S FеS +Н2

Покрывающая поверхность  металла защитная пленка из FеS частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как сернистое железо вступает в реакцию:

FеS + 2НС1  FеС12 + Н2S

Хлористое железо переходит  в водный раствор, а освобождающийся  сероводород вновь реагирует  с железом.

Минерализация, или соленость  воды, добываемой вместе с нефтью, измеряется количеством сухого вещества, остающегося после выпарки 1 л. воды. Соленость нефтей выражается в миллиграммах хлоридов (в пересчете на NaС1), приходящихся на 1 л. сырья, и зависит от степени минерализации пластовой воды и содержания ее в нефти. Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающий завод, должно быть не более 50 мг/л, а в нефти, направляемой на перегонку, - не более 5 мг/л..

В сырой нефти присутствуют соединения таких металлов, как натрий, кальций, магний, представляющие собой водорастворимые соли, которые содержатся в эмульгированной пластовой воде данной нефти. В ходе промывки свежей водой в процессе обессоливания происходит перераспределение солей между пластовой и свежей водой. После разрушения эмульсии в электрическом поле электродегидраторов соли данных металлов удаляются вместе с дренажной водой в стоки ОБОН.

Присутствующие в сырой  нефти соединения таких металлов, как железо, ванадий и никель и  представляющие собой в основном металлоорганические соединения, находятся в углеводородной фазе. Они концентрируются на поверхности глобул эмульгированной воды. При разрушении эмульсии они могут частично удалятся во взвешенном состоянии с дреннажной водой.

В результате исследований выявлена зависимость содержания натрия и калия от степени обессоливания нефти. Только в области глубокого обессоливания нефти (более 93%) наблюдается наибольшее удаление из нефти натрия на 80% и кальция на 75%. Также установлено, что только при глубоком обессоливании нефти происходит удаление таких металлов, как калий, магний, железо и никель. Определенной зависимости содержания данных металлов от степени обессоливания нефти (выше 90%) обнаружить не удалось. То, что удаление металлов происходит при высокой степени обессоливания нефти можно объяснить суммарным воздействием таких факторов, как расход промывочной воды, действие деэмульгатора, эффективность обезвоживания нефти. Удаление ванадия из сырой нефти не происходит. Содержание ванадия в обессоленной нефти остается таким же, как в сырой нефти, и не зависит от степени обессоливания.

Вода в нефти появляется в результате поступления к забою  скважины подстилающей воды или воды, закачиваемой в пласт с целью  поддержания давления. При движении нефти и пластовой по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам происходит взаимное перемешивание воды и нефти и последующее их дробление. Процесс дробления одной жидкости в другой называют диспергированием. В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии.

Нефтяные эмульсии бывают двух типов: "вода в нефти" и "нефть в воде". Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче, являются эмульсиями типа "вода в нефти". В процессе смешивания нефти с водой образуется полидисперсная система, в большинстве случаев с преобладанием глобул, имеющих радиус 2 — 6 мк.

С точки зрения термодинамики  лиофобные нефтяные эмульсии принадлежат  к системам агрегативно неустойчивым, которые из за избытка свободной  энергии на межфазной поверхности  глобул воды стремятся достигнуть состояния  равновесия. Коалесценция глобул воды в нефтяной эмульсии - процесс, идущий односторонне вследствии неустойчивости принципиально необратимой, термодинамически неравновесной дисперсной системы.

Для образования эмульсии недостаточно только перемешивания  двух несмешивающихся жидкостей. Необходимо еще наличие в нефти особых веществ - природных эмульгаторов. Такие вещества всегда содержатся в пластовой нефти. К ним относятся асфальтены, смолы, нерастворимые органические кислоты и такие мельчайшие механические примеси, как ил и глина.

Экспериментально было доказано, что причиной устойчивости нефтяной эмульсии является структурно - механический барьер, образующийся вокруг глобул воды за счет адсорбции на межфазной  поверхности эмульгаторов. Другие же факторы (такие как электрокинетический потенциал, расклинивающее давление и т.п.) для нефтяных эмульсий являются второстепенными и существенного значения не имеют.

Процесс стабилизации или  увеличения устойчивости эмульсии заключается  в том, что природные эмульгаторы, находящиеся в нефти в виде коллоидных растворов - олеозолей, адсорбируются на межфазной поверхности глобул воды. Под воздействием электролитов пластовой воды и других факторов олеозоли коагулируют в гелеобразную, механически прочную гидрофобную пленку, препятствующую слиянию этих капель при их столкновении. В зависимости от времени толщина пленки увеличивается и механическая прочность ее возрастает, т.е. происходит процесс старения эмульсии. Старение эмульсии способствует значительному увеличению устойчивости нефтяной эмульсии.

Введение в свежую нефтяную эмульсию поверхностно - активных веществ - деэмульгаторов препятствует образованию механически прочной  пленки вокруг глобул воды и прекращает старение эмульсии.

Деэмульгаторы должны удовлетворять  следующим основным условиям: хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии, иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела естественные эмульгаторы, обеспечивать достаточное снижение межфазного натяжения на границе фаз при малых расходах реагента, не коагулировать в пластовых водах, быть инертными по отношению к металлам. Деэмульгатор применяют либо в товарной форме (без разбавления), либо в виде растворов в нефти или пресной воде.

По характеру поведения  в водных растворах деэмульгаторы  делятся на ионогенные и неионогенные. Первые в расворах диссоциируют на катионы и анионы, а вторые ионов не образуют. Экспериментально доказано, что наилучшим деэмульгирующим действием обладают неионогенные вещества. Количество такого деэмульгатора необходимое для процесса колеблется от 5 до 60 грамм на тонну нефти, что значительно снижает общую стоимость процесса.

Широко применяются  зарубежные деэмульгаторы такие  как: дисолваны 4411 и 4490, сепаролы 25, 29 и 5084, прохинор, доуфакс, реагент К- 11, прогалиты, прогамины.

Более перспективными являются нефтерастворимые деэмульгаторы, по причине их более высокой эффективности. Они практически нерастворимы в воде и поэтому концентрация нефтепродуктов в сточных водах ОБОН очень низкая. Их использование исключает необходимость подавать деэмульгатор перед последующими ступенями, так как он практически не вымывается водой.

Существуют следующие  основные методы разрушения нефтяных эмульсий: гравитационный отстой, центрифугирование, фильтрация, термохимический метод  и деэмульсация нефти с применением электрических полей. Наиболее широко применяется последний.

Механизм разрушения эмульсий, помещенных в электрическом  поле, следующий. Если безводную нефть налить между двумя плоскими параллельными электродами, находящимися под высоким напряжением, то возникает однородное электрическое поле, силовые линии, которого параллельны друг другу. При замене безводной нефти эмульсией типа "вода в нефти" расположение силовых линий меняется и однородность поля нарушается. В результате индукции электрического поля диспергированные капли поляризуются и вытягиваются вдоль силовых линий с образованием в вершинах капель воды электрических зарядов, противоположных зарядам на электродах. Под действием основного и дополнительного электрических полей происходит сначала упорядоченное движение, а затем столкновение капель воды под действием электрических сил.

С увеличением напряжения, приложенного к электродам, уменьшением  вячкости скорость перемешивания капель воды возрастает, повышается вероятность  деформации, разрыва и слияния их в крупные. Изменение градиента электрического поля необходимо, чтобы преодолеть существующие силы отталкивания у капель с одноименными зарядами. Кроме того, благодаря электрической индукции между каплями, соприкасающимися в цепочках, возникают свои элементарные поля, приводящие к пробою и разрывам оболочек капель и их слиянию. Под воздействием приведенных факторов капли воды беспрерывно сливаются, оседают, начинается интенсивное расслоение эмульсии.

Проект газоперерабатывающего завода 📙 Дипломная → 🆔 14922

Проект газоперерабатывающего завода 📙 Дипломная → 🆔 14922

Проект газоперерабатывающего завода