Методы обессоливания нефти

реферат

Общие сведения о процессе

Нефть, поступающая на нефтеперерабатывающий завод, не является гомогенным раствором углеводородов. Ее скорее стоит рассматривать как эмульсию, в которой дисперсионной средой служит углеводородная фаза, а дисперсной фазой - водный раствор минеральных солей. При большом содержании воды в нефти, поступающей на установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти, нарушается технологический режим их работы, повышается давление в аппаратах и снижается их производительность, а также расходуется дополнительное количество тепла на подогрев нефти. Еще более вредное действие, чем вода, оказывают на работу установок хлористые соли, содержащиеся в нефти. Присутствие хлоридов щелочных и щелочноземельных металлов - это основной фактор, обусловливающий потенциальное корродирующее действие нефти в процессе ее перегонки, кроме того, соли и механические примеси, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах -- мазуте и гудроне, ухудшают их качество. В процессе нефтепромысловой подготовки получают нефть с содержанием хлористых солей до 900 мг/л..[1]

Подготовку нефти к переработке путем удаления из нее воды, минеральных солей и механических примесей обеспечивают такие процессы как обезвоживание и обессоливание нефтепродуктов. Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов. Однако, даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1-0,3%, что технологически затруднительно из-за ее высокой минерализации, остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100-300 мг/л (в пересчете на NaCl), а при наличии в нефти кристаллических солей еще выше. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефти большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, называемой обессоливанием[2]. Процесс заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и последующем отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и механическими примесями. Процесс обессоливания нефти связан с большим потреблением воды. Для сокращения расхода пресной воды и, следовательно, количества стоков, пресную воду подают только на последнюю ступень, а затем повторно используют дренажную воду последующей ступени для промывки нефти в предыдущей. Процесс обессоливания осуществляется на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). При этом образуются относительно стойкие водонефтяные эмульсии, которые затем разрушают комбинированным воздействием температуры, деэмульгатора и электрического поля в электродегидраторах. Роль деэмульгатора в процессе обессоливания нефти заключается в разрушении бронирующего слоя, окружающего капельки пластовой воды, и предотвращении его образования вокруг капелек вновь подаваемой в нефть промывной воды. Количество деэмульгатора, необходимого при обессоливании нефти на ЭЛОУ зависит от многих факторов: от природы нефти, степени ее подготовки на промыслах и количества деэмульгатора, оставшегося в нефти после этой подготовки, от эффективности применяемого деэмульгатора, а также от технологического режима работы ЭЛОУ[3]. Эффективность промывки нефти водой и полнота разрушения образующихся водонефтяных эмульсий зависят от ряда технологических факторов, причем одним из основных является применение эффективного реагента деэмульгатора. Его роль заключается в снижении механической прочности защитных оболочек, образующихся на поверхности глобул воды в водонефтяной эмульсии. Было проведено исследования по определению влияния добавок на эффективность обессоливания нефти. При оценке эффективности реагентов и их композиций наиболее важными показателями являются[4]:

· расход деэмульгатора на одну тонну эмульсии,

· динамика отстоя воды от нефти,

· содержание остаточной воды и хлористых солей после отстоя

· содержание нефтепродуктов в дренажной воде.

Коррозионное действие соляной кислоты

Роль воды и минеральных солей в коррозионном процессе очень велика. В нефти, поступающей на завод содержание воды, как правило, от 0.2 до 2%. В связи с высокой гидрофильностью металлической поверхности уже 0.45% воды в среде оказывается достаточным, чтобы коррозионный процесс свободно протекал по электрохимическому механизму. Повышение содержания воды в нефти облегчает его протекание, особенно при высоком содержании в ней солей. Это является главной причиной того, что перед началом переработки нефть стремятся освободить от воды.

Коррозия под действием соляной кислоты и ее солей подвержено оборудование установок АВТ, гидроочистки и риформинга в случаях искусственного введение в нефть хлорорганических соединений при ее добыче, холодильно-конденсационное оборудование установок АВТ, гидрокрекинга и др. Углеродистые и низколегированные стали в присутствии соляной кислоты и ее солей страдают от общей, реже язвенной коррозии, нержавеющие стали аустенитного класса - от общей, язвенной и питтинговой коррозии, а также от хлоридно коррозионного растрескивания. Соляная кислота появляется в средах установок в следствии растворения во влаге хлорводорода - продукта термического или каталитического превращения продуктов хлорорганических соединений. В общем случае ее взаимодействие с поверхностью углеродистых и низколегированных сталей описывается уравнением:

Fe + HCl = FeCl2 +H2 (1)

FeCl2 = Fe2++2Cl- (2)

Fe2+6H2O = [Fe(H2O)6]2+ (3)

[Fe(H2O)6]2+H2O = [Fe(H2O)5OH]+ + H3O+ (4)

Ион гидроксония является активным катодным деполиризатором. Повышение его концентрации в среде резко увеличивает скорость коррозии.

Ситуация усугубляется многократно, когда в среде аппаратов на ряду с соляной кислотой присутствует сероводород. Кислотность среды в таких случаях возрастает на несколько порядков, соответственно отмечается резкое увеличение скорости общей и язвенной коррозии. Полагается, что механизм взаимодействия следующий:

[Fe(H2S)6]2+ + H2O = [Fe(H2S)5SH]+ + H3O+ (5)

нефть обессоливание

Этим и объясняется резкое падение значений pH в присутствии сероводорода. Скорость общей и язвенной коррозии при этом может достигать катастрофических значений - на установках АВТ отмечены случаи, когда за неделю на стали развивались язвы глубиной 0.5 мм. Еще более тяжелая ситуация возникает на установках гидроочистки при переработке нефти, в которую при добыче введены реагенты, содержащие хлорорганические соединения. При разложении этих соединений на катализаторе гидроочистки и конденсации среды в теплообменной аппаратуре и трубопроводах возникают среды с pH=1. В таких случаях даже на нержавеющих сталях аустенитного класса могут за неделю появиться язвы глубиной до 2-4 мм[1].

Делись добром ;)