Комбинированная установка электрообессоливания и атмосферно-вакуумной перегонки нефти ЭЛОУ-АВТ

титульник к комбинированой установке ЭЛОУ-АВТ.docx

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации
Кубанский государственный технологический университет
Технологии нефти и газа
Реферат на тему : «Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ».

Установка АВТ.docx

Процесс АВТ перегонки .
АВТ установка предназначена для полной глубокой переработки обезвоженной и обессоленной нефти с целью получения продуктов первичной перегонки как светлых дистиллятов(бензина керосина дизельного топлива)так и для перегонки мазута под вакуумом. Такие установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ.
Обычно АВТ комбинируются с ЭЛОУ что позволяет более эффективно использовать энергетические ресурсы процессов уменьшить расход электроэнергии пара воды на охлаждение нагрев и перегонку промежуточных продуктов сократить расход металлов площадь установки и численность обслуживающего персонала.
В составе данной установки можно выделить несколько блоков:
Колонна стабилизации нефти предназначена для удаления легких газов углеводородов состава от С2 и частично ( примерно 50%) С5. Стабилизированную нефть отправляют в установку АТ а а газы стабилизации на дальнейшую пеработку.
Атмосферная колонна позволяет из стабильного бензина выделить несколько фракций используемых для получения различных товарных нефтепродуктов таких как керосин дизельное топливо а также фракция утяжеленного бензина который отправляется на установку вторичной перегонки бензина.
Основное назначение установки (блока) вакуумной перегонки мазута топливного профиля — получение вакуумного газойля широкого фракционного состава (350 500 °С) используемого как сырье установок каталитического крекинга гидрокрекинга или пиролиза и в некоторых случаях – термического крекинга с получением дистиллятного крекинг-остатка направляемого далее на коксование с целью получения высококачественных нефтяных коксов.
Сырьем для АВТ служит обессоленная и обезвоженная нефть прошедшая обработку на ЭЛОУ и содержащая 5 мгл хлористых солей01 % воды и мазута.
Углеводородный газ (II) . Выход его от нефти зависит от содержания в ней растворенного после промысловой подготовки газа. Если нефть легкая (плотностью 08 - 085) то выход этого газа может составлять 15 - 18%(масс.). Для тяжелых нефтей выход углеводородного газа меньше 03 - 08%(масс.) а для нефтей прошедших стабилизацию он равен нулю.
Из указанного выше общего выхода газа около 90% составляет газ отбираемый в отбензинивающей колонне. В состав этого газа входят насыщенные углеводороды C1 - С4 с примесью С5. Низкое давление этого газа и его малые количества не позволяют использовать его на газофракционирующих установках (ГФУ) для выделения отдельных углеводородов и этот газ часто используют как энергетическое топливо в печах АВТ.
При достаточно высоком выходе этого газа (15% и выше) может быть экономически выгодным его сжатие газовым компрессором до более высокого давления (2-4 МПа) и переработка на ГФУ.
Сухой углеводородный газ стабилизации бензина (III) – это часть легких углеводородов C1 - С3 оставшаяся растворенной в бензине. Выход его невелик 01 - 02%(масс.). Давление его - до 10 МПа поэтому он может направляться на ГФУ но из-за малого количества направляется часто в газовую линию и сжигается в печах.
Сжиженная головка стабилизации бензина (IV) содержит в своем составе в основном пропан и бутаны с примесью пентанов. Выход ее также невелик [02 - 03%(масс.) . Используется она в качестве компонента сжиженного бытового газа или газового моторного топлива для автомобилей (СПБТЛ или СПБТЗ).
Легкая головка бензина (V) - это фракция бензина н. к. - 85 °С. Выход ее от нефти 4-6% (масс.). Октановое число в зависимости от химического состава не превышает 70 (моторным методом) чаще всего составляет 60 - 65. Используется для приготовления нефтяных растворителей или направляется на каталитическую переработку (изомеризацию) с целью повышения октанового числа до 82 - 85 и вовлечения в товарные автомобильные бензины.
Бензиновая фракция 85 - 180 °С (VI). В зависимости от фракционного состава нефти выход бензиновой фракции может колебаться в широких пределах но обычно составляет 10 - 14%. Октановое число фракции бензина низкое (ОЧм = 45-55) и поэтому ее направляют на каталитическое облагораживание (каталитический риформинг). Здесь за счет превращения н-алканов и нафтенов в ароматические углеводороды ее октановое число повышается до 88 – 92. Затем полученный продукт используют как базовый компонент автомобильных бензинов.
Керосин (X). Здесь могут быть два варианта отбора этого погона нефти. Один вариант - это отбор авиационного керосина - фракции 140 - 230 °С. Выход ее составляет 10 - 12% и она используется как готовое товарное реактивное топливо ТС-1. Если из нефти такое топливо получено быть не может (по содержанию серы температуре начала кристаллизации или другим показателям) то первым боковым погоном X в атмосферной колонне выводят компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Выход такого компонента (фракции 140 - 280 °С или 140 - 300 °С) составляет 14 - 18%(мас.). Используется он либо непосредственно как компонент этих топлив (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуры помутнения и застывания) либо направляется на очистку от серы и выделение н-алканов (депарафинизацию).
Дизельное топливо (XI). Выход его 22 - 26% (масс.) если потоком X отбирается авиакеросин или 10 - 12%(масс.) если потоком X отбирается компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Как правило этот поток является компонентом зимнего или летнего дизельного топлива непосредственно (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуру помутнения) или после очистки от серы и н-алканов.
Легкая газойлевая фракция (ХIV). Выход ее составляет 05 - 10% (масс.) от нефти. Как уже отмечалось это фракция 100 - 250 °С она является результатом частичной термодеструкции мазута при нагреве его в печи. Поэтому в состав входят не только насыщенные но и ненасыщенные углеводороды. Используют ее как компонент дизельного топлива если последнее направляется на гидроочистку от серы или направляют в легкое котельное топливо.
Легкий вакуумный газойль (XV) - фракция 240 - 380 °С выход ее от нефти 3 - 5%(масс.). По своим качественным показателям она близка летнему дизельному топливу XI и чаще всего поэтому смешивается с ним и соответственно используется.
Вакуумный газойль (XVI) - основной дистиллят вакуумной перегонки мазута по топливному варианту (если нефть не позволяет получать масла высокого качества). Пределы его кипения 350 - 500 °С (в отдельных случаях 350 - 550 °С). Выход от нефти соответственно составляет 21 - 25% (масс.) (или 26 - 30%). Используется в качестве сырья процесса каталитического крекинга (для получения высокооктанового бензина и других моторных топлив) или гидрокрекинга (для получения авиационного керосина или высокоиндексных масел). Использовать его можно или непосредственно если содержание серы в вакуумном газойле ниже 05%(мас.) или после очистки от серы и других примесей (азота металлов).
Если нефть (и соответственно мазут) позволяет получать высокоиндексные масла то из вакуумной колонны 5 вместо одного погона XVI выводят два погона масляных дистиллятов 350 - 420 °С [выход от нефти 10 - 14% (масс.)] и 420 - 500 °С [выход 12 -16%(масс.)]. Оба погона направляют на очистку (от смол высокомолекулярных ароматических соединений парафина серы) для получения из них базовых дистиллятных масел средней и высокой вязкости.
Гудрон (XVII) - остаточная часть нефти выкипающая выше 500 °С если отбирается вакуумный газойль с температурой конца кипения 550 °С. Выход его от нефти в зависимости от содержания в ней асфальтосмолистых веществ и тяжелых углеводородных фракций составляет от 10 до 20% (масс.). В некоторых случаях например при переработке тенгизской нефти доходит до 5 а каражанбасской нефти - до 45%(мас.).
Использование гудрона может быть осуществлено по нескольким вариантам:
как компонент тяжелых котельных топлив; как остаточный битум (если нефть позволяет его получить) или как сырье для получения окисленного битума;
как сырье для коксования и получения из него ценного нефтяного кокса (если нефть малосернистая);
как сырье для получения базового остаточного масла (для нефтей 1 и 2 групп и подгруппы).
Кроме перечисленных целевых конечных продуктов перегонки нефти на АВТ получается несколько отходов переработки к числу которых относятся следующие.
Сточная вода ЭЛОУ - это в основном вода использованная для промывки нефти от солей. Количество этой воды достаточно велико - 1-3%(мас.) от количества перерабатываемой нефти (на установке ЭЛОУ-АВТ мощностью 6 млн тгод это составит в сутки около 250 – 700 т. Эта вода содержит растворенные минеральные соли отмытые от нефти (от 10 до 30 гл pH 70 - 75) значительные количества деэмульгатора а также эмульгированную в воде нефть (до 1%).
Из-за такого загрязнения сточная вода ЭЛОУ не может быть повторно использована в системе оборотного водоснабжения как хладагент и поэтому направляется на очистку. Очистка обычно многоступенчатая.
Конденсат водяного пара (КВ). Водяной пар при первичной перегонке используется как отпарной агент в ректификационных колоннах как эжектирующий агент для отсоса парогазовой смеси из вакуумной колонны и как теплоноситель в ребойлерах. После конденсации все эти потоки образуют водяной конденсат разного качества. Технологический конденсат (из колонн и эжекторов) непосредственно контактирует с нефтепродуктами и поэтому загрязнен эмульгированными в нем углеводородами и серосодержащими соединениями. Количество его составляет 25 - 30% на нефть. Направляется он на блок ЭЛОУ как промывная вода либо на очистку после чего может быть использован повторно для получения водяного пара. Энергетический конденсат (из ребойлеров) является чистым и направляется на повторную генерацию водяного пара.
Неконденсируемый газ из эжекторов (XIII) представляет собой смесь легких углеводородов (до С7) сероводорода воздуха и водяного пара. Выход смеси этих газов составляет в среднем около 005%(масс.) на исходную нефть (максимум - до 01%). Направляют газы в топку одной из трубчатых печей для дожига горючих составляющих.
Процесс АВТ перегонки по своей сущности относится к ректификационной перегонке с дефлегмацией.
Перегонку нефти на промышленных установках осуществляют при температуре 350-360°С при более высоких температурах начинается процесс разложения углеводородов(крекинг)что ухудшает эксплуатационные качества углеводородов. Когда температура кипения нефтяной смеси при атмосферном давлении превышает температуру ее термического разложения при перегонке применяют вакуум и водяной пар. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов также как и водяной пар. Понижая парциальное давление компонентов смеси он вызывает кипение ее при меньшей температуре. Одновременно с понижением парциального давления нефтяных паров водяной пар интенсивно перемешивает кипящую жидкость предотвращая возможные местные перегревы ее увеличивает поверхность испарения за счет образования пузырей и струй. Водяной пар применяют как при атмосферной так и при вакуумной перегонке. Сочетание вакуума с водяным паром при перегонке нефтяных остатков обеспечивает глубокий отбор масляных фракций. Вакуум создается барометрическими конденсаторами и эжекторными вакуумными насосами которые можно включать в разной последовательности.
Вакуумные трубчатые установки обычно сооружают в едином комплексе с атмосферной ступенью перегонки нефтей. Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие пре имущества: сокращение коммуникационных линий; меньшее число промежуточных емкостей; компактность; удобство обслуживания; возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков; сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат; большая производительность труда. Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе предохранить частично сложную колонну от коррозии разгрузить печь от легких фракций тем самым несколько уменьшить требуемую тепловую ее мощность. Недостатками двухколонной AT является более высокая температура нагрева отбензиненной нефти необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струей на что требуются затраты дополнительной энергии. Кроме того установка оборудована дополнительной аппаратурой: колонной насосами конденсаторами- холодильниками и т. д.
-241935711200004 Описание технологической схемы. Технологические параметры процесса.
Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ-АВТ:
- эжекторный смеситель;
- клапаны автоматического сброса воды;
- эдектродегидраторы;
- диафрагмовый смеситель;
- отбензинивающая колонна;
- атмосферная колонна;
- вакуумная колонна;
- колонна стабилизации;
- колонна вторичной перегонки;
- атмосферная печь;
- двухступенчатые пароэжекторные насосы;
I - обессоленая нефть;
II и III - углевоодородный газ низкого и высокого давления;
V - головка бензина (С5 - 85°С);
VI - бензиновая фракция (85-180°С);
VII - нестабильный бензин;
VIII - отбензиненая нефть;
IX - тяжелый компонент бензина (100-180 °С);
X - керосин (140-240°С);
XI - дизельное топливо( 200-350°С);
XIII - смесь неконденсируемых газов;
XIV - легкая газойлевая фракция ( до 300°С);
XV - легкий вакуумный газойль (280-360°С);
XVI - вакуумный газойль(350-500°С);
XVII - гудрон (выше 500°С);
ВП и КВ - водяной пар и его конденсат;
ГС - горячая струя;
ВЦО и ПЦО - верхнее и промежуточное циркуляционное орошение
Нефть после блока ЭЛОУ насосом под давлением 15 - 18 МПа прокачивается через две группы теплообменников в которых она нагревается за счет тепла готовых или циркулирующих нефтепродуктов. В первой группе теплообменников нефть нагревается потоками керосина ПЦО атмосферной колонны дизельного топлива ВЦО вакуумной колонны и вакуумного газойля и с температурой 130 - 140 °С при давлении 08 - 12 МПа поступает во вторую группу теплообменников. Здесь она нагревается потоками ПЦО вакуумной колонны и гудрона до 220 - 240 °С и поступает в отбензинивающую колонну 8.
Назначение этой колонны - извлечь из нефти остатки растворенного в ней газа (если нефть не прошла стабилизацию) и легкую бензиновую фракцию с температурой конца кипения 85 °С (или 120 °С).
Для повышения четкости выделения этой фракции из нефти при кратности орошения 15 - 20 в низ отбензинивающей колонны подводится поток тепла горячей струёй (ГС).
Число тарелок в отбензинивающей колонне обычно 20 – 25 диаметр ее 36 - 4 0 м температура паров наверху - 110-115 °С внизу - 240-260 °С. Из сепаратора этой колонны отбирается жирный углеводородный газ II с давлением близким к давлению в отбензинивающей колонне (02 - 0 4 МПа). Этот газ обычно использую г как топливо в печах этой же установки АВТ. Нестабильный бензин 28 - 85 °С (или 120 °С) VII из того же сепаратора имеющий температуру 25 - 30 °С насосом частично возвращают в колонну как орошение а остальную балансовую часть прокачивают через теплообменник нагревают до 50 - 70 °С и подают в колонну стабилизации 12.
Колонна стабилизации (диаметр 12 – 14 м; число тарелок - 30-40) предназначена для отделения от нестабильном легкой бензиновом фракции углеводородов C1—С4. Давление в этой колонне поэму повышенное (0 8 - 10 МПа) а конденсацию паров сверху колонны осуществляют в конденсаторе водяного охлаждения. Для обеспечения в этой колонне необходимой кратности орошения (2-4) внизу ее подводится тепловой поток через ребоилер обогреваемый водяным паром или другим теплоносителем.
Из сепаратора колонны стабилизации выводят углеводородный газ (С1-С3) под указанным выше давлением и сжиженные углеводороды C3 - С4 (с примесью C5) IV часть которых возвращается в колонну как холодное орошение а балансовое количество выводится с установки. Стабильный бензин снизу колонны 12 (из ребоилера) насосом откачивается в колонну вторичной перегонки бензина 13. В эту колонну поступает бензин отбираемый сверху атмосферной колонны 9. Колонна 13 (диаметр 24 - 32 м число тарелок 30 - 35) предназначена для разделения смеси бензина на две фракции - легкую головку н.к. - 85 °С (или н.к.- 62) и остаток 85 - 180 °С (или 62 - 180) Давление в этой колонне 03-04 МПа кратность орошения - 20 - 25 дополнительное тепло подводится снизу также через ребоилер. Головка бензина V и тяжелый бензин VI отводятся с установки как балансовые продукты.
Отбензиненная нефть VIII снизу колонны 8 насосом прокачивается через трубчатую атмосферную печь 14 где нагревается до 340 - 360 °С. По тепловой мощности атмосферная печь наибольшая на установке (120 - 130 МВт) поэтому часто устанавливают две трубчатые печи по 60 - 65 МВт работающие параллельно.
Нагретый до 340 - 360 °С поток отбензиненной нефти частично (10 - 20%) возвращается в нижнюю часть отбензинивающеи колонны (ГС) для создания в ней потока паров в отгонной секции а балансовое количество в паро-жидком состоянии (доля отгона 45 - 60%(масс.)) поступает в секцию питания атмосфернои колонны 9. Эта колонна (диаметр 64–7 0 м число тарелок 40 - 45) предназначена для разделения предварительно отбензиненной нефти на несколько светлых (топливных) фракции. Обычно это стабильная бензиновая фракция IX выкипающая до 160 - 180 °С керосиновая фракция (140 - 230 °С) X и фракция дизельного топлива (200 - 350 °С) XI. Давление в этой колонне поддерживается близким к атмосферному (012 - 015 МПа в сепараторе бензина) а тепло подводится только потоком нагретого сырья из-за невозможности повысить температуру внизу колонны без опасности термического разложения остатка. Поэтому для создания потока паров в отгонной части колонны 9 под нижнюю тарелку отгонной части подают перегретый до 380 - 400 °С водяной пар в количестве 12 - 20% (масс.) на сырье колонны. Количество укрепляющих тарелок по секциям атмосферной колонны обычно составляет: от верха колонны до вывода 1-го бокового погона (керосина) - 12-16 между выводами 1-го и 2-го боковых погонов - 12-14 от вывода 2-го бокового погона до ввода сырья - 8-10 и ниже ввода сырья – 4-6. В стриппингах обычно по 4 тарелки и под нижнюю из них вводят также перегретый водяной пар в количестве 5 - 8% (масс.) в расчете на отводимый снизу стриппинга дистиллят.
Для создания потока орошения во всех укрепляющих секциях избыточное тепло отводят острым орошением наверху колонны (возвратом части бензина из сепаратора) и одним промежуточным орошением (ПЦО) под тарелкой вывода.
Сверху атмосферной колонны из сепаратора отбирают оставшуюся в отбензиненной нефти часть бензиновой фракции IX которая в смеси со стабильным бензином (остаток колонны 12) поступает в колонну вторичной перегонки 13. Из того же сепаратора отбираются оставшиеся легкие углеводороды С4 – С5 II в газовой фазе используемые как газовое топливо в печах. Боковые погоны (керосин X и дизельное топливо XI) выводят снизу стриппингов 11 прокачивают насосом через теплообменники для нагрева нефти холодильники воздушного охлаждения и направляют в резервуарный парк. Температура паров бензина уходящих сверху колонны обычно составляет 115 - 125 °С выхода керосина снизу стриппинга - 145 - 160 °С и дизельного топлива ~ 240 - 260 °С. ПЦО выходит из колонны с температурой 170 - 190 °С и возвращается охлажденным до 60 - 80 °С.
Подачей водяного пара в низ соответствующих стриппингов в них осуществляется отпарка легкокипящих фракций и регулируются точка начала кипения и температуры вспышки этих дистиллятов.
Изменение температуры конца кипения керосина или дизельного топлива производится за счет изменения количества флегмы перетекающей из колонны в стриппинг (чем больше это количество тем выше температура конца кипения).
Мазут XII снизу атмосферной колонны с температурой 300 – 310 °С насосом прокачивается через трубчатую вакуумную печь 15 мощностью 30- 40 МВт где нагревается до 400 - 420 °С и в паро-жидком состоянии (доля отгона 60 - 70%) поступает в эвапорационное пространство вакуумной колонны 10 (диаметр 9 - 10 м число тарелок 18 - 26). В зоне ввода сырья давление в этой колонне составляет обычно 10-15 кПа (001 - 0015 МПа) а наверху ее - 5 - 7 кПа (0005 - 0007 МПа). Такое давление поддерживается за счет откачки из системы “печь - колонна - коммуникации” атмосферного воздуха (подсасываемого через неплотности фланцевых соединений) и легких углеводородов (С1 – С7) образующихся за счет небольшой деструкции мазута при его нагреве в печи 15 [обычно их образуется не более 01% (масс.) от мазута].
Для откачки этой смеси несконденсированных газов используют пароэжекторные насосы 16 (2- или 3-ступенчатые с конденсацией паров между ступенями). В качестве эжектирующего агента применяют перегретый водяной пар давлением 10 - 15 МПа. Поток несконденсированного газа XIII направляется обычно в топку печи 15 для сжигания чтобы не загрязнять атмосферу углеводородами и сероводородом.
Пароэжекторный насос 16 откачивает газы и пары из сепаратора в который поступает сконденсированный поток паров сверху колонны. После разделения этого конденсата во втором сепараторе на легкую газойлевую фракцию (100 - 250 °С) и конденсат водяного пара они отдельными насосами выводятся из этого сепаратора (XIV и КВ).
На верху вакуумной колонны для отвода тепла на группе конденсационных тарелок (4-6 шт.) циркулирует ВЦО задачей которого является полная конденсация углеводородного парового потока. Однако достичь полной конденсации не удается потому что при температуре входа ВЦО в колонну около 60 - 80 °С температура паров на верху колонны обычно не ниже 70 °С а при этой температур и давлении 5 кПа в смеси с водяным паром не конденсируется до 1 - 2% на мазут легких углеводородных фракций (из-за их низкого парциального давления - около 1-3 кПа) и они как уже отмечалось выше выводятся из конденсационно-вакуумсоздающей системы XIV.
Часть циркулирующей наверху флегмы ВЦО выводится из колонны с температурой 220 - 260 °С как материальный поток легкого вакуумного газойля XV выкипающего до 350 - 380 °С.
Основной дистиллят вакуумной колонны - вакуумный газойль 350 - 500 °С XVI используемый обычно как сырье для каталитического крекинга. Между выводами этих боковых погонов XV и XVI обычно расположено 8-10 тарелок. С нижней из этих тарелок (сборной) балансовая часть потока выводится в стриппинг 11 в который подается водяной пар (4 - 6% на вакуумный газойль). Снизу откачивается через теплообменник нагрева нефти и воздушный холодильник вакуумный газойль а другая часть насосом циркулирует (через холодильник) как ПЦО. Температура вывода вакуумного газойля из колонны - 320 - 340 °С.
Внизу отгонной части колонны вводится перегретый водяной пар в количестве 08 - 15% (масс.) на сырье колонны. Остаток вакуумной перегонки - гудрон с температурой 360-380°С - насосом через теплообменники и холодильник откачивается в парк.
На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов выделяемых из нефти на АВТ колеблется от 7 до 10 и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка облагораживание химического состава каталитическая переработка).
Первичная переработка нефти - это тепловой процесс и поэтому он связан с существенными затратами энергоресурсов (топливо вода воздух на охлаждение электроэнергия на перекачки водяной пар). Удельные энергозатраты (расход энергоносителя отнесенный к 1 т перерабатываемой нефти) для АВТ мощностью 6 млн тгод составляют:
топливо сжигаемое в печах - 35-38 кгт (отдельно для АТ - 20-25 кгт);
вода оборотная для охлаждения технологических потоков - 3-7 м3т;
электроэнергия - 7-8 кВт чт; водяной пар - 100-150 МДжт.
Если перевести по соответствующим эквивалентам все эти энергоносители в топливный эквивалент то на первичную перегонку 1 т нефти в среднем затрачивается 50 - 60 кг топлива с теплотой сгорания близкой к теплоте сгорания нефти (или 60 - 80 кг условного топлива).
Основное технологическое оборудование.
Основным оборудованием АВТ являются печи и колонны. Для нагрева сырья обычно используют цилиндрические печи с водным отводом дымовых газов и вертикальными трубами радианного змеевика беспламенного горения. Самые мощные печи это атмосферные с теплопроизводительностью120-130 МВт. Часто устанавливают две печи мощностью 60-65 МВт. 381023050500
Трубчатая печь - это строительно-технологическое сооружение состоящее из следующих функциональных узлов: фундамента каркаса футеровки змеевика горелок утилизаторов тепла дымовой трубы и гарнитуры.
Технологический змеевик печи - это наиболее ответственная часть печи изготовляемая из дорогостоящих горячекатаных бесшовных труб и работающая в наиболее тяжелых температурных и коррозионных условиях. Диаметр труб из которых монтируется змеевик печей для АВТ установки обычно составляет 108x6 158x8 и 219x10 мм. Длина труб - 12-18 м а для наиболее мощных печей - 24 м. Змеевик монтируется из таких отрезков труб с помощью сварных поворотных калачей или съемных ретурбендов. В последнем случае концы труб укрепляют в ретурбендах развальцовкой а в ретурбенде против каждой из труб устанавливают коническую пробку затягиваемую упорным болтом. Это позволяет периодически очищать трубы змеевика от кокса или других отложений без демонтажа змеевика. Концы труб с ретурбендами обычно выносят за пределы топки (в специальные ретурбендные камеры).
Цельносварной змеевик проще по устройству надежен и герметичен а главное - он целиком помещается в топку печи или камеру конвекции что позволяет лучше герметизировать топку и в целом печь и исключить вредные подсосы воздуха извне.
На установках первичной перегонки нефти режим нагрева технологических потоков обычно стабилен во времени и температуры нагрева сравнительно невысоки (нефть - 350-370 °С мазут 390-410 °С бензин 200-250 °С). С учетом коррозионных свойств нефти для таких условий в трубчатых печах АВТ используют трубы либо из углеродистой стали (сталь 10 или 20) либо из низколегированной стали (15Х5М или 15Х5ВФ).
Ректификационные колонны имеют разные диаметры что зависит от производительности.
Колонна стабилизации (отбензинивающая): Число тарелок в этой колонне обычно 20 – 25 диаметр ее 36 - 4 0 м температура паров наверху - 110-115 °С внизу - 240-260 °С.
Атмосферная колонна: диаметр 64-70 м. число тарелок 40-45. Давление в этой колонне поддерживается близким к атмосферному (012 - 015 МПа в сепараторе бензина)
Вакуумная колонна: диаметр 9-10 м. число тарелок 18-20. ). В зоне ввода сырья давление в этой колонне составляет обычно 10-15 кПа (001 - 0015 МПа) а наверху ее - 5 - 7 кПа (0005 - 0007 МПа).
Также в конструкции колонн предусмотрено несколько конструкторских решений от которых зависит работоспособность всего аппарата в состав которого они входят.
Существует два варианта классификации внутренних контактных устройств колонн – насадочные и тарельчатые. В первом случае процесс масопередачи и массопереноса пара и жидкости происходит в пленочном режиме на развитой поверхности специальной насадки ( самая проста – насадка Рашига) а во втором за счет барботажа пара сквозь слой жидкости на специальном устройстве создающем этот слой – тарелке. В зависимости от того как располагаются ячейки насадки в объеме колонны насадки бывают нерегулярные и регулярные.
Нерегулярными считаются насадки элементы которых засыпаются в колонну на определенную высоту и располагаются в ней хаотично.
К регулярным относятся насадки расположение элементов которых в объеме колонны подчинено определенному геометрическому порядку создающему упорядоченные каналы для прохода паров. Элементы подобной насадки изображены на рисунке ниже.
Регулярные насадки 2 и 4 используют в вакуумных колоннах так как они обеспечивают минимальное гидравлическое сопротивление. Плоскопараллельная насадка наиболее проста но имеет небольшую удельную поверхность и поэтому используется обычно в таких массообменных аппаратах как скрубберы или градирни. Характеристики плоскопараллельной насадки приведены ниже:
По основным параметрам регулярные насадки существенно превосходят нерегулярные. Любая насадка эффективно работает тогда когда по всей ее поверхности равномерно распределяется поток жидкости.
Характерные технологические узлы колонн- под такими узлами понимают те части колонн которые реализуют тот ил иной технологический акт в общей схеме работы колонны. К ним относятся: узел ввода сырья в колонну каплеуловители узел ввода и распределения орошения узел вывода жидких боковых погонов из колоны низ отгонной части колонны.
Узел ввода сырья предназначен для плавного безударного ввода парожидкостного потока нагретого сырья в колонну отделения паровой фазы этого потока от жидкой фазы и направления этих фаз соответственно в укрепляющую и отгонную секцию колонны.
На рисунке показан наиболее распространенный вариант конструкции узла ввода сырья.
По варианту этому патрубок ввода сырья смещен от оси колонны и поток сырья из него попадает на дугообразный отбойник 4 состоящий из вертикальной направляющей стенки и горизонтального козырька Это обеспечивает безударный ввод потока (не образуется вторичный поток брызг) и отделение паров от жидкости по ходу движения потока по стенке отбойника. Пространство колонны куда вводится сырье (между нижней тарелкой укрепляющей секции и верхней тарелкой отгонной) как известно называют эвапорационным. В этом пространстве паровой поток сырья сбавив скорость (от 30-50 мс на выходе из патрубка 3 до 05-10 м в сечении колонны) равномерно распределяется по сечению колонны и из него выпадает значительная часть крупных капель жидкой фазы унесенных сразу же после отбойника.
Такой простейший по устройству узел для ввода сырья нашел очень широкое применение в отбензиниваюших и атмосферных колоннах АВТ установок. Особо важное значение имеет узел ввода сырья в вакуумные колонны АВТ так как скорость парожидкостного потока на выходе из патрубка доходит до 100 мс диаметры укрепляющей и отгонной частей колонны различаются в 2 и более раза и требуется равномерно распределить поток паров по сечению эвапорационного пространства диаметром 8-10 м.
Каплеуловитель предназначен для улавливания из потока паров мелких капель (брызг) жидкости унесенных после отделения паровой фазы в узле ввода сырья. Устанавливают каплеуловители в тех колоннах где занос капель жидкости в укрепляющую часть недопустим а это главным образом вакуумные колонны АВТ.
Жидкая фаза мазута (сырье вакуумных колонн) представляет собой концентрат асфальтосмолистых веществ и при попадании таких капель на нижние тарелки укрепляющей части ухудшается цвет нижнего бокового погона колонны (он темнеет) повышаются его вязкость и коксуемость. Установка каплеуловителя позволяет избежать этих недостатков. Каплеуловители задерживают капли укрупняют их и под действием силы тяжести они попадают в отгонную часть колонны.
До 1960-х годов каплеуловители изготовлялись в виде пакета из уголков 50x50 между которыми оставались щели шириной 10-15 см. Улавливание капель происходит в таком устройстве за счет сил сцепления (прилипания) вязкой жидкости (капель) со стенками уголков и многократного поворота потока пара на 90- 180° (выпадение капель от центробежной силы). Уловленная капельная жидкость при этом собирается в уголках расположенных створом кверху и по ним стекает с одного из торцов каплеуловителя (для этого весь пакет устанавливается с уклоном в одну сторону). Эти каплеуловители обладали четырьмя существенными недостатками - большой металлоемкостью малой эффективностью улавливания (до 70-80% капель) большим гидравлическим сопротивлением проходу паров (1-2 кПа) и большой склонностью к закоксовыванию щелей что еще больше увеличивало их сопротивление.
-72390227139500С середины 1960-х годов появился новый тип каплеуловителей - сетчатых представляющих собой многослойный пакет толщиной 100-120 мм из уложенной плотно рукавной стальной сетки чулочной вязки (из нержавеющей проволоки диаметром 02 мм). Такой пакет имеет очень большую удельную поверхность проволоки в единице объема (до 250 м2м3 против 20 м2м3 для уголковых) что позволяет только за счет сил сцепления достигать эффективности улавливания капель 98-99%. Гидравлическое сопротивление его не превышает 03-04 кПа что для вакуумных колонн имеет решающее значение а хороший сток жидкости по тонкой проволоке практически исключает закоксовывание такого каплеуловителя. На рисунке ниже показаны 3 варианта сетчатого каплеуловителя и схемы их работы.
В горизонтальном каплеуловителе (а) пакеты сетки укладывают на горизонтальный несущий каркас 8. Паровой поток пересекает его вертикально задержанные в пакете капли стекая по пакету вниз укрупняются (коалесцируют) и в виде крупных капель падают вниз (в отгонную секцию) навстречу поднимающемуся потоку паров. В этом состоит недостаток такого устройства так как поток пара как бы препятствует стоку капель из уловителя и внутри пакета может даже создаваться режим барботажа пара и уловленной жидкости. Это в свою очередь может способствовать закоксовыванию застаивающейся в пакете жидкости и нарушению работы колонны.
Этот недостаток исключается в каплеуловителе где пакеты устанавливаются под углом 60° и опираются на сборные желоба (рис б). Уловленная жидкость стекает в этом случае через торцы пакетов в желоба а пары пересекают этот поток под углом 90° или меньше. Из желобов жидкость по сточным трубам направляется на тарелку отгонной части.
Третий из показанных на рисунке вариантов сетчатого каплеуловителя (в) представляет собой развитие предыдущего. Здесь на общем стальном полотне тарелки вокруг отверстия для прохода паров (диаметром 300-350 мм) установлены кольцевые пакеты J закрытые сверху глухими крышками Пары в этом случае пересекают пакет горизонтально а уловленная жидкость стекает по ним вертикально на полотно тарелки и с него - в отгонную секцию колонны
В 1947-1953 г. сооружались АВТ мощностыо 05 млн. тгод нефти затем их мощность была доведена до 081 млн. тгод. В последующие годы были сооружены АВТ мощностыо 1 2 3 и 6 млн. тгод. В настоящее время ведутся работы по созданию АВТ мощностыо 1O-12 млн. тгод.
бензиновая фракция НК 140°С 122%
керосиновая фракция 140-240°С 163%
дизельная фракция 240-350°С 170%
гудрон выше 500°С 101%
Список использованной литературы:
Мановян А.К.- «Технология первичной переработки нефти. Издание 2-ое; Москва изд. «Химия» 2001 г.
Ахметов С. А. и др. «Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа»: СПб.: Недра 2006. — 868 с.
Черножуков Н.И. « Технология переработки нефти и газа» Москва изд. «Химия» 1978 г. – 424с.
Гуревич И.Л. «Технология переработки нефти и газа». Часть 1 . Москва изд. «Химия» 1972 г. – 361 с.

Установка АВТ.pdf

Процесс АВТ перегонки .
АВТ установка предназначена для полной глубокой переработки
обезвоженной и обессоленной
нефти с целью получения продуктов
первичной перегонки как
светлых дистиллятов(бензина керосина
дизельного топлива)так и для перегонки мазута под вакуумом. Такие
установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ.
Обычно АВТ комбинируются с ЭЛОУ что позволяет более эффективно
использовать энергетические ресурсы процессов уменьшить расход
электроэнергии пара воды на охлаждение нагрев и перегонку
промежуточных продуктов сократить расход металлов площадь установки и
численность обслуживающего персонала.
В составе данной установки можно выделить несколько блоков:
Колонна стабилизации нефти предназначена для удаления легких
газов углеводородов состава от С2 и частично ( примерно 50%) С5.
Стабилизированную нефть отправляют в установку АТ а а газы
стабилизации на дальнейшую пеработку.
Атмосферная колонна позволяет из стабильного бензина выделить
несколько фракций используемых для получения различных товарных
нефтепродуктов таких как керосин дизельное топливо а также фракция
утяжеленного бензина который отправляется на установку вторичной
Основное назначение установки (блока) вакуумной перегонки мазута
топливного профиля — получение вакуумного газойля широкого
фракционного состава (350 500 °С) используемого как сырье установок
каталитического крекинга гидрокрекинга или пиролиза и в некоторых
случаях – термического крекинга с получением дистиллятного крекингостатка направляемого далее на коксование с целью получения
высококачественных нефтяных коксов.
Сырьем для АВТ служит обессоленная и обезвоженная нефть
прошедшая обработку на ЭЛОУ и содержащая 5 мгл хлористых солей01 %
Углеводородный газ (II) . Выход его от нефти зависит от содержания в
ней растворенного после промысловой подготовки газа. Если нефть легкая
(плотностью 08 - 085) то выход этого газа может составлять 15 11
%(масс.). Для тяжелых нефтей выход углеводородного газа меньше 03 08%(масс.) а для нефтей прошедших стабилизацию он равен нулю.
Из указанного выше общего выхода газа около 90% составляет газ
отбираемый в отбензинивающей колонне. В состав этого газа входят
насыщенные углеводороды C1 - С4 с примесью С5. Низкое давление этого газа
и его малые количества не позволяют использовать его на
газофракционирующих установках (ГФУ) для выделения отдельных
углеводородов и этот газ часто используют как энергетическое топливо в
При достаточно высоком выходе этого газа (15% и выше) может быть
экономически выгодным его сжатие газовым компрессором до более
высокого давления ( 2 - 4 МПа) и переработка на ГФУ.
Сухой углеводородный газ стабилизации бензина (III) – это часть
легких углеводородов C1 - С3 оставшаяся растворенной в бензине. Выход его
невелик 01 - 02%(масс.). Давление его - до 10 МПа поэтому он может
направляться на ГФУ но из-за малого количества направляется часто в
газовую линию и сжигается в печах.
Сжиженная головка стабилизации бензина (IV) содержит в своем
составе в основном пропан и бутаны с примесью пентанов. Выход ее также
невелик [02 - 03%(масс.) . Используется она в качестве компонента
сжиженного бытового газа или газового моторного топлива для автомобилей
Легкая головка бензина (V) - это фракция бензина н. к. - 85 °С. Выход
ее от нефти 4 - 6 % (масс.). Октановое число в зависимости от химического
состава не превышает 70 (моторным методом) чаще всего составляет 60 - 65.
Используется для приготовления нефтяных растворителей или направляется
на каталитическую переработку (изомеризацию) с целью повышения
октанового числа до 82 - 85 и вовлечения в товарные автомобильные
Бензиновая фракция 85 - 180 °С (VI). В зависимости от фракционного
состава нефти выход бензиновой фракции может колебаться в широких
пределах но обычно составляет 10 - 14%. Октановое число фракции
бензина низкое (ОЧм = 45-55) и поэтому ее направляют на каталитическое
облагораживание (каталитический риформинг). Здесь за счет превращения налканов и нафтенов в ароматические углеводороды ее октановое число
повышается до 88 – 92. Затем полученный продукт используют как базовый
компонент автомобильных бензинов.
Керосин (X). Здесь могут быть два варианта отбора этого погона нефти.
Один вариант - это отбор авиационного керосина - фракции 140 - 230 °С.
Выход ее составляет 10 - 12% и она используется как готовое товарное
реактивное топливо ТС-1. Если из нефти такое топливо получено быть не
может (по содержанию серы температуре начала кристаллизации или другим
показателям) то первым боковым погоном X в атмосферной колонне
выводят компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Выход
такого компонента (фракции 140 - 280 °С или 140 - 300 °С) составляет 14 18%(мас.). Используется он либо непосредственно как компонент этих
топлив (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуры
помутнения и застывания) либо направляется на очистку от серы и
выделение н-алканов (депарафинизацию).
Дизельное топливо (XI) . Выход его 22 - 26% (масс.) если потоком X
отбирается авиакеросин или 10 - 12%(масс.) если потоком X отбирается
компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Как правило этот
поток является компонентом зимнего или летнего дизельного топлива
непосредственно (если удовлетворяет нормам на содержание серы и
температуру помутнения) или после очистки от серы и н-алканов.
Легкая газойлевая фракция (ХIV). Выход ее составляет 05 - 10%
(масс.) от нефти. Как уже отмечалось это фракция 100 - 250 °С она является
результатом частичной термодеструкции мазута при нагреве его в печи.
Поэтому в состав входят не только насыщенные но и ненасыщенные
углеводороды. Используют ее как компонент дизельного топлива если
последнее направляется на гидроочистку от серы или направляют в легкое
Легкий вакуумный газойль (XV) - фракция 240 - 380 °С выход ее от
- 5%(масс.). По своим качественным показателям она близка
летнему дизельному топливу XI и чаще всего поэтому смешивается с ним и
соответственно используется.
Вакуумный газойль (XVI) - основной дистиллят вакуумной перегонки
мазута по топливному варианту (если нефть не позволяет получать масла
высокого качества). Пределы его кипения 350 - 500 °С (в отдельных случаях
0 - 550 °С). Выход от нефти соответственно составляет 21 - 25% (масс.)
(или 26 - 30%). Используется в качестве сырья процесса каталитического крекинга (для получения высокооктанового бензина и других моторных топлив)
или гидрокрекинга (для получения авиационного керосина или
высокоиндексных масел). Использовать его можно или непосредственно
если содержание серы в вакуумном газойле ниже 05%(мас.) или после
очистки от серы и других примесей (азота металлов).
Если нефть (и соответственно мазут) позволяет получать
высокоиндексные масла то из вакуумной колонны 5 вместо одного погона
XVI выводят два погона масляных дистиллятов 350 - 420 °С [выход от нефти
- 14% (масс.)] и 420 - 500 °С [выход 12 -16%(масс.)]. Оба погона
направляют на очистку (от смол высокомолекулярных ароматических
соединений парафина серы) для получения из них базовых дистиллятных
масел средней и высокой вязкости.
Гудрон (XVII) - остаточная часть нефти выкипающая выше 500 °С
если отбирается вакуумный газойль с температурой конца кипения 550 °С.
Выход его от нефти в зависимости от содержания в ней асфальтосмолистых
веществ и тяжелых углеводородных фракций составляет от 10 до 20%
(масс.). В некоторых случаях например при переработке тенгизской нефти
доходит до 5 а каражанбасской нефти - до 45%(мас.).
Использование гудрона может быть осуществлено по нескольким
как компонент тяжелых котельных топлив; как остаточный битум (если
нефть позволяет его получить) или как сырье для получения окисленного
как сырье для коксования и получения из него ценного нефтяного кокса
(если нефть малосернистая);
как сырье для получения базового остаточного масла (для нефтей 1 и 2
Кроме перечисленных целевых конечных продуктов перегонки нефти на
АВТ получается несколько отходов переработки к числу которых относятся
Сточная вода ЭЛОУ - это в основном вода использованная для
промывки нефти от солей. Количество этой воды достаточно велико - 13%(мас.) от количества перерабатываемой нефти (на установке ЭЛОУ-АВТ
мощностью 6 млн тгод это составит в сутки около 250 – 700 т. Эта вода
содержит растворенные минеральные соли отмытые от нефти (от 10 до 30
гл pH 70 - 75) значительные количества деэмульгатора а также
эмульгированную в воде нефть (до 1%).
Из-за такого загрязнения сточная вода ЭЛОУ не может быть повторно
использована в системе оборотного водоснабжения как хладагент и поэтому
направляется на очистку. Очистка обычно многоступенчатая.
Конденсат водяного пара (КВ). Водяной пар при первичной перегонке
используется как отпарной агент в ректификационных колоннах как
эжектирующий агент для отсоса парогазовой смеси из вакуумной колонны и
как теплоноситель в ребойлерах. После конденсации все эти потоки
образуют водяной конденсат разного качества. Технологический конденсат
(из колонн и эжекторов) непосредственно контактирует с нефтепродуктами и
поэтому загрязнен эмульгированными в нем углеводородами и серосодержащими соединениями. Количество его составляет 25 - 30% на нефть.
Направляется он на блок ЭЛОУ как промывная вода либо на очистку после
чего может быть использован повторно для получения водяного пара.
Энергетический конденсат (из ребойлеров) является чистым и направляется
на повторную генерацию водяного пара.
Неконденсируемый газ из эжекторов (XIII) представляет собой смесь
легких углеводородов (до С7) сероводорода воздуха и водяного пара. Выход
смеси этих газов составляет в среднем около 005%(масс.) на исходную нефть
(максимум - до 01%). Направляют газы в топку одной из трубчатых печей
для дожига горючих составляющих.
Процесс АВТ перегонки по своей
ректификационной перегонке с дефлегмацией.
Перегонку нефти на промышленных установках осуществляют при
температуре 350-360°С при более высоких температурах начинается процесс
разложения углеводородов(крекинг)что ухудшает эксплуатационные
качества углеводородов. Когда температура кипения нефтяной смеси при
атмосферном давлении превышает температуру ее термического разложения
при перегонке применяют вакуум и водяной пар. Вакуум понижает
температуру кипения углеводородов также как и водяной пар. Понижая
парциальное давление компонентов смеси он вызывает кипение ее при
меньшей температуре. Одновременно с понижением парциального давления
нефтяных паров водяной пар интенсивно перемешивает кипящую жидкость
предотвращая возможные местные перегревы ее увеличивает поверхность
испарения за счет образования пузырей и струй. Водяной пар применяют как
при атмосферной так и при вакуумной перегонке. Сочетание вакуума с
водяным паром при перегонке нефтяных остатков обеспечивает глубокий
отбор масляных фракций. Вакуум создается барометрическими
конденсаторами и эжекторными вакуумными насосами которые можно
включать в разной последовательности.
Вакуумные трубчатые установки обычно сооружают в едином
комплексе с атмосферной ступенью перегонки нефтей. Комбинирование
процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет
следующие пре имущества: сокращение коммуникационных линий; меньшее
число промежуточных емкостей; компактность; удобство обслуживания;
возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков;
сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат; большая
производительность труда. Применение отбензинивающей колонны
позволяет также снизить давление на сырьевом насосе предохранить
частично сложную колонну от коррозии разгрузить печь от легких фракций
тем самым несколько уменьшить требуемую тепловую ее мощность.
Недостатками двухколонной AT является более высокая температура
нагрева отбензиненной нефти необходимость поддержания температуры
низа первой колонны горячей струей на что требуются затраты
дополнительной аппаратурой: колонной насосами конденсаторамихолодильниками и т. д.
Описание технологической схемы. Технологические
Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ-АВТ:
- эжекторный смеситель;
- клапаны автоматического
- эдектродегидраторы;
- диафрагмовый смеситель;
- атмосферная колонна;
I - обессоленая нефть;
II и III - углевоодородный газ
низкого и высокого давления;
V - головка бензина (С5 85°С);
VI - бензиновая фракция (85180°С);
VII - нестабильный бензин;
VIII - отбензиненая нефть;
IX - тяжелый компонент
бензина (100-180 °С);
X - керосин (140-240°С);
XI - дизельное топливо( 200350°С);
- вакуумная колонна;
- колонна стабилизации;
пароэжекторные насосы;
неконденсируемых газов;
XIV - легкая газойлевая
фракция ( до 300°С);
XV - легкий вакуумный
газойль (280-360°С);
XVII - гудрон (выше 500°С);
ВП и КВ - водяной пар и его
ВЦО и ПЦО - верхнее и
Нефть после блока ЭЛОУ насосом под давлением 15 - 18 МПа прокачивается
через две группы теплообменников в которых она нагревается за счет тепла
готовых или циркулирующих нефтепродуктов. В первой группе теплообменников
нефть нагревается потоками керосина ПЦО атмосферной колонны дизельного
топлива ВЦО вакуумной колонны и вакуумного газойля и с температурой 130 140 °С при давлении 08 - 12 МПа поступает во вторую группу теплообменников.
Здесь она нагревается потоками ПЦО вакуумной колонны и гудрона до 220 - 240
°С и поступает в отбензинивающую колонну 8.
Назначение этой колонны - извлечь из нефти остатки растворенного в ней
газа (если нефть не прошла стабилизацию) и легкую бензиновую фракцию с
температурой конца кипения 85 °С (или 120 °С).
Для повышения четкости выделения этой фракции из нефти при кратности
орошения 15 - 20 в низ отбензинивающей колонны подводится поток тепла
Число тарелок в отбензинивающей колонне обычно 20 – 25 диаметр ее 36 4 0 м температура паров наверху - 110-115 °С внизу - 240-260 °С. Из сепаратора
этой колонны отбирается жирный углеводородный газ II с давлением близким к
давлению в отбензинивающей колонне (02 - 0 4 МПа). Этот газ обычно
использую г как топливо в печах этой же установки АВТ. Нестабильный бензин
- 85 °С (или 120 °С) VII из того же сепаратора имеющий температуру 25 - 30
°С насосом частично возвращают в колонну как орошение а остальную
балансовую часть прокачивают через теплообменник нагревают до 50 - 70 °С и
подают в колонну стабилизации 12.
Колонна стабилизации (диаметр 12 – 14 м; число тарелок - 30-40) предназначена для отделения от нестабильном легкой бензиновом фракции углеводородов C1—С4 . Давление в этой колонне поэму повышенное (0 8 - 10 МПа) а
конденсацию паров сверху колонны осуществляют в конденсаторе водяного
охлаждения. Для обеспечения в этой колонне необходимой кратности орошения
( 2 - 4 ) внизу ее подводится тепловой поток через ребоилер обогреваемый водяным паром или другим теплоносителем.
Из сепаратора колонны стабилизации выводят углеводородный газ (С1-С3)
под указанным выше давлением и сжиженные углеводороды C3 - С4 (с примесью
C5) IV часть которых возвращается в колонну как холодное орошение а балансовое количество выводится с установки. Стабильный бензин снизу колонны 12
(из ребоилера) насосом откачивается в колонну вторичной перегонки бензина 13.
В эту колонну поступает бензин отбираемый сверху атмосферной колонны 9.
Колонна 13 (диаметр 24 - 32 м число тарелок 30 - 35) предназначена для
разделения смеси бензина на две фракции - легкую головку н.к. - 85 °С (или н.к.62) и остаток 85 - 180 °С (или 62 - 180) Давление в этой колонне 03-04 МПа
кратность орошения - 20 - 25 дополнительное тепло подводится снизу также
через ребоилер. Головка бензина V и тяжелый бензин VI отводятся с установки
как балансовые продукты.
Отбензиненная нефть VIII снизу колонны 8 насосом прокачивается через
трубчатую атмосферную печь 14 где нагревается до 340 - 360 °С. По тепловой
мощности атмосферная печь наибольшая на установке (120 - 130 МВт) поэтому
часто устанавливают две трубчатые печи по 60 - 65 МВт работающие
Нагретый до 340 - 360 °С поток отбензиненной нефти частично (10 - 20%)
возвращается в нижнюю часть отбензинивающеи колонны (ГС) для создания в
ней потока паров в отгонной секции а балансовое количество в паро-жидком
состоянии (доля отгона 45 - 60%(масс.)) поступает в секцию питания атмосфернои
колонны 9. Эта колонна (диаметр 6 4–7 0 м число тарелок 40 - 45)
предназначена для разделения предварительно отбензиненной нефти на несколько
светлых (топливных) фракции. Обычно это стабильная бензиновая фракция IX
выкипающая до 160 - 180 °С керосиновая фракция (140 - 230 °С) X и фракция
дизельного топлива (200 - 350 °С) XI. Давление в этой колонне поддерживается
близким к атмосферному (012 - 015 МПа в сепараторе бензина) а тепло подводится только потоком нагретого сырья из-за невозможности повысить температуру внизу колонны без опасности термического разложения остатка. Поэтому
для создания потока паров в отгонной части колонны 9 под нижнюю тарелку
отгонной части подают перегретый до 380 - 400 °С водяной пар в количестве 12 20% (масс.) на сырье колонны. Количество укрепляющих тарелок по секциям
атмосферной колонны обычно составляет: от верха колонны до вывода 1-го
бокового погона (керосина) - 12-16 между выводами 1-го и 2-го боковых погонов
- 12-14 от вывода 2-го бокового погона до ввода сырья - 8-10 и ниже ввода сырья
– 4-6. В стриппингах обычно по 4 тарелки и под нижнюю из них вводят также
перегретый водяной пар в количестве 5 - 8 % (масс.) в расчете на отводимый
снизу стриппинга дистиллят.
Для создания потока орошения во всех укрепляющих секциях избыточное
тепло отводят острым орошением наверху колонны (возвратом части бензина из
сепаратора) и одним промежуточным орошением (ПЦО) под тарелкой вывода.
Сверху атмосферной колонны из сепаратора отбирают оставшуюся в
отбензиненной нефти часть бензиновой фракции IX которая в смеси со
стабильным бензином (остаток колонны 12) поступает в колонну вторичной
перегонки 13. Из того же сепаратора отбираются оставшиеся легкие
углеводороды С4 – С 5 II в газовой фазе используемые как газовое топливо в
печах. Боковые погоны (керосин X и дизельное топливо XI) выводят снизу
стриппингов 11 прокачивают насосом через теплообменники для нагрева нефти
холодильники воздушного охлаждения и направляют в резервуарный парк.
Температура паров бензина уходящих сверху колонны обычно составляет 115 125 °С выхода керосина снизу стриппинга - 145 - 160 °С и дизельного топлива ~
0 - 260 °С. ПЦО выходит из колонны с температурой 170 - 190 °С и
возвращается охлажденным до 60 - 80 °С.
Подачей водяного пара в низ соответствующих стриппингов в них осуществляется отпарка легкокипящих фракций и регулируются точка начала
кипения и температуры вспышки этих дистиллятов.
Изменение температуры конца кипения керосина или дизельного топлива
производится за счет изменения количества флегмы перетекающей из колонны в
стриппинг (чем больше это количество тем выше температура конца кипения).
Мазут XII снизу атмосферной колонны с температурой 300 – 310 °С
насосом прокачивается через трубчатую вакуумную печь 15 мощностью 30- 40
МВт где нагревается до 400 - 420 °С и в паро-жидком состоянии (доля отгона 60
- 70%) поступает в эвапорационное пространство вакуумной колонны 10 (диаметр
- 10 м число тарелок 18 - 26). В зоне ввода сырья давление в этой колонне
составляет обычно 1 0 - 1 5 кПа (001 - 0015 МПа) а наверху ее - 5 - 7 кПа (0005 0007 МПа). Такое давление поддерживается за счет откачки из системы печь колонна - коммуникации атмосферного воздуха (подсасываемого через
неплотности фланцевых соединений) и легких углеводородов (С1 – С7)
образующихся за счет небольшой деструкции мазута при его нагреве в печи 15
[обычно их образуется не более 01% (масс.) от мазута].
Для откачки этой смеси несконденсированных газов используют
пароэжекторные насосы 16 (2- или 3-ступенчатые с конденсацией паров между
ступенями). В качестве эжектирующего агента применяют перегретый водяной
пар давлением 10 - 15 МПа. Поток несконденсированного газа XIII направляется
обычно в топку печи 15 для сжигания чтобы не загрязнять атмосферу углеводородами и сероводородом.
Пароэжекторный насос 16 откачивает газы и пары из сепаратора в который
поступает сконденсированный поток паров сверху колонны. После разделения
этого конденсата во втором сепараторе на легкую газойлевую фракцию (100 - 250
°С) и конденсат водяного пара они отдельными насосами выводятся из этого
сепаратора (XIV и КВ).
На верху вакуумной колонны для отвода тепла на группе конденсационных
тарелок ( 4 - 6 шт.) циркулирует ВЦО задачей которого является полная конденсация углеводородного парового потока. Однако достичь полной конденсации
не удается потому что при температуре входа ВЦО в колонну около 60 - 80 °С
температура паров на верху колонны обычно не ниже 70 °С а при этой
температур и давлении 5 кПа в смеси с водяным паром не конденсируется до 1 19
% на мазут легких углеводородных фракций (из-за их низкого парциального
давления - около 1-3 кПа) и они как уже отмечалось выше выводятся из
конденсационно-вакуумсоздающей системы XIV.
Часть циркулирующей наверху флегмы ВЦО выводится из колонны с температурой 220 - 260 °С как материальный поток легкого вакуумного газойля XV
выкипающего до 350 - 380 °С.
Основной дистиллят вакуумной колонны - вакуумный газойль 350 - 500 °С
XVI используемый обычно как сырье для каталитического крекинга. Между
выводами этих боковых погонов XV и XVI обычно расположено 8-10 тарелок. С
нижней из этих тарелок (сборной) балансовая часть потока выводится в
стриппинг 11 в который подается водяной пар (4 - 6 % на вакуумный газойль).
Снизу откачивается через теплообменник нагрева нефти и воздушный
холодильник вакуумный газойль а другая часть насосом циркулирует (через
холодильник) как ПЦО. Температура вывода вакуумного газойля из колонны 320 - 340 °С.
Внизу отгонной части колонны вводится перегретый водяной пар в количестве 08 - 15% (масс.) на сырье колонны. Остаток вакуумной перегонки гудрон с температурой 360-380°С - насосом через теплообменники и холодильник
откачивается в парк.
На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей
технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в
целом. Общее число дистиллятов выделяемых из нефти на АВТ колеблется от 7
до 10 и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции
(очистка облагораживание химического состава каталитическая переработка).
Первичная переработка нефти - это тепловой процесс и поэтому он связан с
существенными затратами энергоресурсов (топливо вода воздух на охлаждение
электроэнергия на перекачки водяной пар). Удельные энергозатраты (расход
энергоносителя отнесенный к 1 т перерабатываемой нефти) для АВТ мощностью
млн тгод составляют:
топливо сжигаемое в печах - 35-38 кгт (отдельно для АТ - 20-25 кгт);
вода оборотная для охлаждения технологических потоков - 3-7 м т;
электроэнергия - 7-8 кВт чт; водяной пар - 100-150 МДжт.
Если перевести по соответствующим эквивалентам все эти энергоносители в
топливный эквивалент то на первичную перегонку 1 т нефти в среднем
затрачивается 50 - 60 кг топлива с теплотой сгорания близкой к теплоте сгорания
нефти (или 60 - 80 кг условного топлива).
Основное технологическое оборудование.
Основным оборудованием АВТ являются печи и колонны. Для нагрева
сырья обычно используют цилиндрические печи с водным отводом дымовых
газов и вертикальными трубами радианного змеевика беспламенного горения.
Самые мощные печи это атмосферные с теплопроизводительностью120-130 МВт.
Часто устанавливают две печи мощностью 60-65 МВт.
Трубчатая печь - это строительно-технологическое сооружение состоящее
из следующих функциональных узлов: фундамента каркаса футеровки змеевика
горелок утилизаторов тепла дымовой трубы и гарнитуры.
Технологический змеевик печи - это наиболее ответственная часть печи
изготовляемая из дорогостоящих горячекатаных бесшовных труб и работающая в
наиболее тяжелых температурных и коррозионных условиях. Диаметр труб из
которых монтируется змеевик печей для АВТ установки обычно составляет
8x6 158x8 и 219x10 мм. Длина труб - 12-18 м а для наиболее мощных печей 24 м. Змеевик монтируется из таких отрезков труб с помощью сварных
поворотных калачей или съемных ретурбендов. В последнем случае концы труб
укрепляют в ретурбендах развальцовкой а в ретурбенде против каждой из труб
устанавливают коническую пробку затягиваемую упорным болтом. Это
позволяет периодически очищать трубы змеевика от кокса или других отложений
без демонтажа змеевика. Концы труб с ретурбендами обычно выносят за пределы
топки (в специальные ретурбендные камеры).
Цельносварной змеевик проще по устройству надежен и герметичен а
главное - он целиком помещается в топку печи или камеру конвекции что
позволяет лучше герметизировать топку и в целом печь и исключить вредные
подсосы воздуха извне.
На установках первичной перегонки нефти режим нагрева технологических
потоков обычно стабилен во времени и температуры нагрева сравнительно
невысоки (нефть - 350-370 °С мазут 390-410 °С бензин 200-250 °С). С учетом
коррозионных свойств нефти для таких условий в трубчатых печах АВТ используют трубы либо из углеродистой стали (сталь 10 или 20) либо из
низколегированной стали (15Х5М или 15Х5ВФ).
Ректификационные колонны имеют разные диаметры что зависит от
Колонна стабилизации (отбензинивающая): Число тарелок в этой колонне
обычно 20 – 25 диаметр ее 36 - 4 0 м температура паров наверху - 110-115 °С
Атмосферная колонна: диаметр 64-70 м. число тарелок 40-45. Давление в
этой колонне поддерживается близким к атмосферному (012 - 015 МПа в
Вакуумная колонна: диаметр 9-10 м. число тарелок 18-20. ). В зоне ввода
сырья давление в этой колонне составляет обычно 1 0 - 1 5 кПа (001 - 0015 МПа)
а наверху ее - 5 - 7 кПа (0005 - 0007 МПа).
Также в конструкции колонн предусмотрено несколько конструкторских
решений от которых зависит работоспособность всего аппарата в состав
которого они входят.
Существует два варианта классификации
внутренних контактных
устройств колонн – насадочные и тарельчатые. В первом случае процесс
масопередачи и массопереноса пара и жидкости происходит в пленочном режиме
на развитой поверхности специальной насадки ( самая проста – насадка Рашига) а
во втором за счет барботажа пара сквозь слой жидкости на специальном
устройстве создающем этот слой – тарелке. В зависимости от того как
располагаются ячейки насадки в объеме колонны насадки бывают нерегулярные
Нерегулярными считаются насадки элементы которых засыпаются в
колонну на определенную высоту и располагаются в ней хаотично.
К регулярным относятся насадки расположение элементов которых в
объеме колонны подчинено определенному геометрическому порядку
создающему упорядоченные каналы для прохода паров. Элементы подобной
насадки изображены на рисунке ниже.
Регулярные насадки 2 и 4 используют в вакуумных колоннах так как они
обеспечивают минимальное гидравлическое сопротивление. Плоскопараллельная
насадка наиболее проста но имеет небольшую удельную поверхность и поэтому
используется обычно в таких массообменных аппаратах как скрубберы или
градирни. Характеристики плоскопараллельной насадки приведены ниже:
По основным параметрам регулярные насадки существенно превосходят
нерегулярные. Любая насадка эффективно работает тогда когда по всей ее
поверхности равномерно распределяется поток жидкости.
Характерные технологические узлы колонн- под такими узлами понимают
те части колонн которые реализуют тот ил иной технологический акт в общей
схеме работы колонны. К ним относятся: узел ввода сырья в колонну
каплеуловители узел ввода и распределения орошения узел вывода жидких
боковых погонов из колоны низ отгонной части колонны.
Узел ввода сырья предназначен для плавного безударного ввода
парожидкостного потока нагретого сырья в колонну отделения паровой фазы
этого потока от жидкой фазы и направления этих фаз соответственно в
укрепляющую и отгонную секцию колонны.
На рисунке показан наиболее распространенный вариант конструкции узла
По варианту этому патрубок ввода сырья смещен от оси колонны и поток
сырья из него попадает на дугообразный отбойник 4 состоящий из вертикальной
направляющей стенки и горизонтального козырька Это обеспечивает безударный
ввод потока (не образуется вторичный поток брызг) и отделение паров от
жидкости по ходу движения потока по стенке отбойника. Пространство колонны
куда вводится сырье (между нижней тарелкой укрепляющей секции и верхней
тарелкой отгонной) как известно называют эвапорационным. В этом
пространстве паровой поток сырья сбавив скорость (от 30-50 мс на выходе из
патрубка 3 до 05-10 м в сечении колонны) равномерно распределяется по
сечению колонны и из него выпадает значительная часть крупных капель жидкой
фазы унесенных сразу же после отбойника.
Такой простейший по устройству узел для ввода сырья нашел очень широкое
применение в отбензиниваюших и атмосферных колоннах АВТ установок. Особо
важное значение имеет узел ввода сырья в вакуумные колонны АВТ так как
скорость парожидкостного потока на выходе из патрубка доходит до 100 мс
диаметры укрепляющей и отгонной частей колонны различаются в 2 и более раза
и требуется равномерно распределить поток паров по сечению эвапорационного
пространства диаметром 8-10 м.
Каплеуловитель предназначен для улавливания из потока паров мелких
капель (брызг) жидкости унесенных после отделения паровой фазы в узле ввода
сырья. Устанавливают каплеуловители в тех колоннах где занос капель жидкости
в укрепляющую часть недопустим а это главным образом вакуумные колонны
Жидкая фаза мазута (сырье вакуумных колонн) представляет собой
концентрат асфальтосмолистых веществ и при попадании таких капель на
нижние тарелки укрепляющей части ухудшается цвет нижнего бокового погона
колонны (он темнеет) повышаются его вязкость и коксуемость. Установка
каплеуловителя позволяет избежать этих недостатков. Каплеуловители
задерживают капли укрупняют их и под действием силы тяжести они попадают в
отгонную часть колонны.
До 1960-х годов каплеуловители изготовлялись в виде пакета из уголков
x50 между которыми оставались щели шириной 10-15 см. Улавливание капель
происходит в таком устройстве за счет сил сцепления (прилипания) вязкой
жидкости (капель) со стенками уголков и многократного поворота потока пара на
- 180° (выпадение капель от центробежной силы). Уловленная капельная
жидкость при этом собирается в уголках расположенных створом кверху и по
ним стекает с одного из торцов каплеуловителя (для этого весь пакет
устанавливается с уклоном в одну сторону). Эти каплеуловители обладали
четырьмя существенными недостатками - большой металлоемкостью малой
эффективностью улавливания (до 70-80% капель) большим гидравлическим
сопротивлением проходу паров (1-2 кПа) и большой склонностью к
закоксовыванию щелей что еще больше увеличивало их сопротивление.
С середины 1960-х годов появился новый тип каплеуловителей - сетчатых
представляющих собой многослойный пакет толщиной 100-120 мм из уложенной
плотно рукавной стальной сетки чулочной вязки (из нержавеющей проволоки
диаметром 02 мм). Такой пакет имеет очень большую удельную поверхность
проволоки в единице объема (до 250 м2м3 против 20 м2м3 для уголковых) что
позволяет только за счет сил сцепления достигать эффективности улавливания
капель 98-99%. Гидравлическое сопротивление его не превышает 03-04 кПа что
для вакуумных колонн имеет решающее значение а хороший сток жидкости по
тонкой проволоке практически исключает закоксовывание такого каплеуловителя.
На рисунке ниже показаны 3 варианта сетчатого каплеуловителя и схемы их
В горизонтальном каплеуловителе (а) пакеты сетки укладывают на горизонтальный несущий каркас 8. Паровой поток пересекает его вертикально задержанные в пакете капли стекая по пакету вниз укрупняются (коалесцируют) и в
виде крупных капель падают вниз (в отгонную секцию) навстречу поднимающемуся потоку паров. В этом состоит недостаток такого устройства так как
поток пара как бы препятствует стоку капель из уловителя и внутри пакета может
даже создаваться режим барботажа пара и уловленной жидкости. Это в свою
очередь может способствовать закоксовыванию застаивающейся в пакете
жидкости и нарушению работы колонны.
Этот недостаток исключается в каплеуловителе где пакеты устанавливаются
под углом 60° и опираются на сборные желоба (рис б). Уловленная жидкость
стекает в этом случае через торцы пакетов в желоба а пары пересекают этот
поток под углом 90° или меньше. Из желобов жидкость по сточным трубам
направляется на тарелку отгонной части.
Третий из показанных на рисунке вариантов сетчатого каплеуловителя (в)
представляет собой развитие предыдущего. Здесь на общем стальном полотне
тарелки вокруг отверстия для прохода паров (диаметром 300-350 мм) установлены кольцевые пакеты J закрытые сверху глухими крышками Пары в этом
случае пересекают пакет горизонтально а уловленная жидкость стекает по ним
вертикально на полотно тарелки и с него - в отгонную секцию колонны
В 1947-1953 г. сооружались АВТ мощностыо 05 млн. тгод нефти затем их
мощность была доведена до 081 млн. тгод. В последующие годы были
сооружены АВТ мощностыо 1 2 3 и 6 млн. тгод. В настоящее время ведутся
работы по созданию АВТ мощностыо 1O-12 млн. тгод.
бензиновая фракция НК 140°С 122%
керосиновая фракция 140-240°С 163%
дизельная фракция 240-350°С 170%
гудрон выше 500°С 101%
Список использованной литературы:
Мановян А.К.- «Технология первичной переработки нефти. Издание 2-ое;
Москва изд. «Химия» 2001 г.
Ахметов С. А. и др. «Технология и оборудование процессов переработки
нефти и газа»: СПб.: Недра 2006. — 868 с.
Черножуков Н.И. « Технология переработки нефти и газа» Москва изд.
«Химия» 1978 г. – 424с.
Гуревич И.Л. «Технология переработки нефти и газа». Часть 1 . Москва
изд. «Химия» 1972 г. – 361 с.

Описание процесса ЭЛОУ.docx

Процесс электрообессоливания
Водо-нефтяная эмульсия и характер нефтей на промысле.
Нефть добытая на промысле это еще далеко не та нефть как представляется многим т.е. это не темная бурого а иногда даже и светлого цветов жидкость. В ней сразу после подъема из скважины содержится довольно много пластовой воды растворенных солей а также просто различных механических загрязнений. Нефть к переработке подготавливается в два этапа на промысле и на НПЗ. Сущность всей подготовки сводится к удалению воды ( и пластовой и эмульгурованной) солей и механических примесей.
Пластовая вода извлекается вначале в отстойниках промысла а диспергированная ее часть (эмульсия “вода в нефти”) разделяется в специальных аппаратах - электродегидраторах - в два приема: сначала на промысле а оставшаяся часть воды (около 05 - 10%(масс.) от нефти) доизвлекается на нефтеперерабатывающем заводе. По мере обезвоживания нефти удаляются и минеральные соли (MgCl2 СаО NaCl и др.) растворенные в этой воде. Наличие в нефти минеральных солей придает последней высокие коррозионно-активные свойства поскольку при повышенных температурах (выше 100 °С) в присутствии воды они подвергаются гидролизу с образованием хлороводородной кислоты разрушающей стальное оборудование. Образование хлороводородной кмстоты показано на рисунке 1.
-133352286000Рис. 1 Гидролиз солей с образованием хлороводородеой кислоты
О последствиях воздействия минеральных солей присутствующих в нефти можно судить по следующим данным. В 50-х годах обессоливание нефти проводилось до остаточного содержания солей 40 - 50 мгл и установки дистилляции нефти имели межремонтный пробег 90 - 100 суток после чего из-за коррозии оборудования и отложения в нем солей они подвергались серьезному ремонту В настоящее время на дистилляцию поступает нефть с содержанием солей 3-5 мгл и межремонтный пробег установки достигает 500 сут и более.
В добываемой из скважин нефти общее содержание минеральных солей составляет от 3000 до 12000 млл нефти. После промысловой подготовки в зависимости от категории содержание солей в нефти снижается до 40 - 3600 мгл при остаточном содержании воды 02 - 10%масс. Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти проводится на нефтеперерабатывающем заводе до содержания солей не более 5 мгл и воды не более 02%масс. Здесь уже происходит разрушение эмульсии различными методами.
Вода и нефть как известно взаимно нерастворимы (лиофобны) и при интенсивном перемешивании образуют водонефтяную дисперсную смесь (эмульсию “вода в нефти”) разделение которой в обычных отстойниках не происходит из-за малого размера частиц диспергированной воды. Образуется такая эмульсия за счет турбулизации водонефтяной смеси при движении ее по стволу скважины через задвижки и штуцеры и по трубопроводам от скважины до узла подготовки нефти.
62990143573500Структура водонефтяной эмульсии схематично показана на рис.2. Капли (глобулы) диспергированной воды имеют диаметр (dK) от 01 до 1000 мкм и каждая из них окружена адсорбированной на поверхности глобул сольватной оболочкой - концентратом высокомолекулярных полярных веществ нефти называемых эмульгаторами. Наличие этого сольватного слоя толщиной создает как бы защитную “скорлупу” вокруг каждой глобулы воды препятствующую слиянию (коалесценции) глобул даже при самопроизвольном столкновении.
Процесс образования сольватных оболочек начинается сразу же в момент дробления воды на мелкие глобулы и продолжается в течение всего времени пока существует эмульсия. Поэтому чем больше время существования эмульсии тем толще становится сольватный слой 5 и тем прочнее его защитное действие.
Разрушение водо-нефтяных эмульсий.
Существует несколько методов разрушения эмульсий - механические термохимические и электротермохимические. Общим для всех этих методов является стремление достичь максимальной скорости осаждения w0.
Механические методы разрушения основаны на отстаивании нефти в емкостях (гравитационное отстаивание). Эффективность этого метода не велика и поэтому в чистом виде этот метод практически не используется. Значительно увеличить эффективность можно применяя не гравитационное отстаивание а применяя центрифугирование.
Термохимический метод сочетает ввод в систему химического вещества (деэмульгатора) разрушающего защитную сольватную оболочку вокруг глобул воды с осаждением коалесцированных капель воды в нагретой нефти. Метод позволяет существенно увеличить скорость осаждения капель за счет снижения плотности и вязкости нефти (нагрев нефти до 60 - 100 °С) и ускорения укрупнения капель (увеличение dK) за счет ослабления защитных оболочек и облегчения их коалесценции в процессе движения нефти.
Деэмульгатор вводят (рис. 7.3) в поток нефти в специальном смесителе в небольших количествах (5-50 гт нефти). Обладая хорошими поверхностно-активными свойствами деэмульгатор воздействует на адсорбированные вокруг капель воды сольватные оболочки эмульгаторов за счет:
адсорбционного вытеснения (замещения) эмульгатора сольватной оболочки;
химического взаимодействия с компонентами эмульгатора и разрушения сольватного слоя;
образования эмульсии противоположного типа т. е. инверсии фаз.
В результате пленка из эмульгирующих веществ вокруг капли воды разрушается резко снижаются ее прочность и защитные свойства что способствует коалесценции капель воды.
Поскольку основное воздействие в этом методе обеспечивает деэмульгатор следует кратко рассмотреть основные требования к нему и его характеристики.
Деэмульгаторы - это химические вещества которые удовлетворяя следующим требованиям должны:
не взаимодействовать с основным веществом нефти и не изменять ее свойства;
не вызывать коррозию аппаратуры;
обеспечивать высокую деэмульгирующую активность при малых расходах;
легко извлекаться из сточной воды отделенной от нефти;
быть неядовитыми для людей;
быть относительно дешевыми и недефицитными.
Электротермохимический метод сочетает описанный выше термохимический метод с интенсивным осаждением частиц воды в сильном электрическом поле и с интенсивной водной промывкой нефти. Это позволяет достичь глубокой очистки нефти от воды до 01% масс. и минеральных солей до 3 - 5 гт. На использовании этого метода и основана работа промышленной установки ЭЛОУ.
Назначение установки ЭЛОУ.
При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое ноле частицы воды заряженные отрицательно начинают передвигаться внутри элементарной капли придавая ей грушевидную форму острый конец которой обращены к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов капля претерпевает новое изменение формы вытягиваясь острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения конфигурации капля претерпевает столь часто сколь велика частота электрического поля. Под воздействием сил притяжения отдельные капли стремясь передвигаться в электрическом поле по направлению к положительному электроду сталкиваются друг с другом и при достаточно высоком потенциале заряда наступает пробой оболочки диэлектрика в результате чего мелкие капли воды укрупняются что и облегчает их осаждение в электродегидраторе.
По мимо изменения скорости конфигурации капель под действием изменяющегося электрического поля большое значение имеет также и напряженность этого поля.
Напряженность электрического поля оцениваемая как отношение напряжения на электродах к межэлектродному расстоянию обычно составляет от 1 до 5 кВсм. Такая напряженность электрического поля способствует коалесценции и увеличивает эффективность разрушения эмульсии.
Все упомянутые выше факторы способствуют интенсификации выделения воды из эмульсии но не влияют на засоленность остающихся после обезвоживания капель воды в нефти. С целью достижения не только глубокого обезвоживания но и обессоливания нефти используют промывку нефти свежей пресной водой. Роль этой промывной воды двояка. С одной стороны смешиваясь с солеными каплями воды эмульсии она разбавляет их и уменьшает концентрацию солей в них а с другой стороны турбулизирует поток нефтяной эмульсии способствуя также коалесценции капель т. е. оказывает гидромеханическое воздействие на эмульсию.
Показано что при подаче промывной воды 5 - 6%масс. на нефть только около 1% этого количества участвует в разбавлении капель соленой воды находящейся в эмульсии а остальное количество промывной воды является только турбулизатором. Из этого следует что пресной воды можно подавать до 1% а остальные 4-5% (для турбулизации) - рециркулирующая уже использованная вода. Это позволяет в 5 - 6 раз снизить количество сбрасываемой сточной соленой и загрязненной воды и уменьшить мощности по ее обезвреживанию.
Продукция установки ЭЛОУ
Нефть выходящая из установки должна быть очищена и обессолена до требуемого значения позволяющего её дальнейшее использование:
Содержание воды не более 01% масс;
Соленость нефти 5 мгл;
Удалены все механические загрязнители;
Описание технологической схемы
Технологическая схема электрообезвоживающей установки (ЭЛОУ) приведена на рис.4.
Сырьевым насосом сырая нефть прокачивается через группу рекуперативных теплообменников 2 где за счет тепла очищенной нефти нагревается до 130 - 140 °С и под давлением 14 - 15 МПа через инжекторный смеситель 3 входит в электродегидратор первой ступени 5. Перед инжекторным смесителем в поток нефти подается раствор щелочи и промывная вода рециркулирующая со второй ступени.
Спуск воды из электродегидратора 5 осуществляется через регулирующий клапан 4 по уровню раздела фаз вода - нефть. После первой ступени нефть направляется также через диафрагмоввый смеситель в электродегидратор второй ступени 10 . На вход смесителя этой ступени подается насосом 7 свежая пресная вода а также раствор щелочи.
После второй ступени обессоливания нефть проходит группу теплообменников 2 и поступает в первую дистилляционную колонну установки АВТ.
Вместе с водой в емкость 12 попадает нефть (эмульсия “нефть в воде”) которая в этих емкостях отстаивается и периодически откачивается на прием насоса 13.
Дренажная вода после отстоя в течение 1 ч в емкости 12 сбрасывается в промышленную канализацию и поступает на очистку
67813 – насосы; 2 – теплообменники; 3 – инжекторный смеситель; 4 11 – клапаны автоматического сброса соленой воды; 5 10 – электродегидраторы; 9 – диафрагмовый смеситель; 12 – отстойник;
Для подогрева нефтяной эмульсии электродегидратор снабжен паровым змеевиком. Аппарат оборудован предохранительным клапаном для сброса избыточного давления газов сигнальными лампами и контрольно-измерительными приборами. Пропускная способность таких дегидраторов 250— 500 тсутки нефтяной эмульсии. Они монтируются группами по 6-8 штук.
При переработке нестойкой эмульсии процесс обезвоживания проводится в две ступени: I — термохимическая обработка II — электрическая. При разрушении стойких эмульсий предусматривается трехступенчатая их обработка: I — термохимическая II и III — электрическая. При двухступенчатой работе электродегидраторов в сочетании с термохимической обработкой степень обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий достигает 98% и выше ( на промыслах).
Технологические параметры процесса
В настоящее время широкое распространение получили горизонтальные электродегидраторы которые допускают ведение процесса при температуре до 160° С и давлении до 18 am. На рис. 4 приведена принципиальная схема ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторами один из которых предназначен для обезвоживания а остальные (если есть) для обессоливания нефти. Установка имеет пропускную способность 7 млн. тон нефти в год. Обессоливание ведется с добавкой воды и деэмульгатора. Нефть из резервуара насосом прокачивается через систему теплообменников в последовательно работающие электродегидраторы. Одновременно в нефть подастся горячая вода и деэмульгатор. Обессоливание протекает в электрическом поле напряжением 32—33 кВ при температуре 120—130°С и под давлением 8—10 атм. Обработанная нефть содержит 5-7 млл солей что позволяет нефтеперегонной установке работать без остановки па ремонт не менее двух лет.
Технико-экономические показатели ЭЛОУ значительно улучшаются при применении более высокопроизводительных электродегидрато- ров за счет уменьшения количества теплообменников сырьевых насосов резервуаров приборов КИПиА и т.д. (экономический эффект от укрупнения) и при комбинировании с установками прямой перегонки нефти за счет снижения капитальных и энергозатрат увеличения производительности труда и т.д. (эффект от комбинирования). Так комбинированный с установкой первичной перегонки нефти (АВТ) ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторами типа 2ЭГ-160 но сравнению с отдельно стоящей ЭЛОУ с шаровыми при одинаковой производительности (6 млн тг) имеет примерно в 15 раза меньшие капитальные затраты эксплуатационные расходы и себестоимость обессоливания. В последние годы за рубежом и в нашей стране новые АВТ или комбинированные установки строятся только с встроенными горизонтальными электродегидраторами высокой единичной мощности.
В настоящее время разработан и внедряется горизонтальный электродегидратор объемом 200 м3 типа 2ЭГ-200 производительностью 560 м3ч (D=34м и L= 235 м) и разрабатывается перспективная его модель с объемом 450 м3 с улучшенной конструкцией электродов. Одновременно с укрупнением единичных мощностей происходит непрерывное совершенствование конструкции электродегидраторов и их отдельных узлов заключающееся в улучшении интенсивности перемешивания нефти с деэмульгатором и водой снижении гидравлического сопротивления оптимизации места ввода нефти и гидродинамической обстановки организации двойного или тройного ввода нефти и т.д.
Краткая характеристика основного технологического оборудования
Технологическая схема данного процесса состоит из следующих основных аппаратов:
Паровые подогреватели;
Рекуперационные теплообменники;
На рис. 5 показан горизонтальный электродегидратор конструкции Гипронефтемаш с нижней подачей сырья рассчитанный на давление 10 атм и температуру 110°С.
Диаметр этого аппарата 3.6 м длина около 18 м емкость 160 м3. В таком аппарате эмульсия обрабатывается последовательно в трех зонах. В первой зоне между нижним маточником и уровнем воды происходит промывка эмульсии слоем воды содержащей деэмульгатор в результате чего отделяются наиболее крупные капли воды. Далее нефть перемещаясь в вертикальном направлении проходит вторую зону расположенную между уровнем воды и плоскостью нижнего электрода подвергаясь воздействию слабого электрического поля. Затем она попадает в сильное электрическое поле третьей зоны находящейся между двумя электродами. Различие в напряженности электрического поля позволяет в средней зоне обеспечить выделение из эмульсии более крупных глобул воды и разгрузить таким образом третью зону для выполнения наиболее сложной задачи — отделения мелких капель воды.
Конструкция нижнего и верхнего маточников способствует равномерному распределению нефти по всему сечению аппарата уменьшению скорости восходящего потока что облегчает столкновение водных капель движущихся вверх с каплями опускающимися вниз после их укрупнения в верхних слоях аппарата.
Себестоимость обезвоживания и обессоливания нефтей в электродегидраторах описанных выше типов зависит от степени их обводненности характера эмульсии и эффективности деэмульгатора типа и мощности установки и т. д.
Применение установки ЭЛОУ
Установка электрообессоливания применяется поссеместно в местах переработки и транспортировки нефти. Этот процесс первым делом уменьшает балластный вес транспортируемой нефти в местах добычи а в местах переработки это один из первых процессов которым подвергается сырая нефть делая возможным дальнейшую ее переработку .
После установки ЭЛОУ обезвоженная и обессоленная нефть направляется на установку АВТ для дальнейшей переработки.

Описание процесса ЭЛОУ.pdf

Процесс электрообессоливания
Водо-нефтяная эмульсия и характер нефтей на промысле.
Нефть добытая на промысле это еще далеко не та нефть как представляется
многим т.е. это не темная бурого а иногда даже и светлого цветов жидкость. В
ней сразу после подъема из скважины содержится довольно много пластовой
воды растворенных солей а также просто различных механических загрязнений.
Нефть к переработке подготавливается в два этапа на промысле и на НПЗ.
Сущность всей подготовки сводится к удалению воды ( и пластовой и
эмульгурованной) солей и механических примесей.
Пластовая вода извлекается вначале в отстойниках промысла а
диспергированная ее часть (эмульсия вода в нефти) разделяется в специальных
аппаратах - электродегидраторах - в два приема: сначала на промысле а
оставшаяся часть воды (около 05 - 10%(масс.) от нефти) доизвлекается на нефтеперерабатывающем заводе. По мере обезвоживания нефти удаляются и
минеральные соли (MgCl2 СаО NaCl и др.) растворенные в этой воде. Наличие в
нефти минеральных солей придает последней высокие коррозионно-активные
свойства поскольку при повышенных температурах (выше 100 °С) в присутствии
воды они подвергаются гидролизу с образованием хлороводородной кислоты
разрушающей стальное оборудование. Образование хлороводородной кмстоты
показано на рисунке 1.
Рис. 1 Гидролиз солей
хлороводородеой кислоты
О последствиях воздействия минеральных солей присутствующих в нефти
можно судить по следующим данным. В 50-х годах обессоливание нефти
проводилось до остаточного содержания солей 40 - 50 мгл и установки
дистилляции нефти имели межремонтный пробег 90 - 100 суток после чего из-за
коррозии оборудования и отложения в нем солей они подвергались серьезному
ремонту В настоящее время на дистилляцию поступает нефть с содержанием
солей 3-5 мгл и межремонтный пробег установки достигает 500 сут и более.
В добываемой из скважин нефти общее содержание минеральных солей
составляет от 3000 до 12000 млл нефти. После промысловой подготовки в
зависимости от категории содержание солей в нефти снижается до 40 - 3600 мгл
при остаточном содержании воды 02 - 10%масс. Окончательное обезвоживание
и обессоливание нефти проводится на нефтеперерабатывающем заводе до
содержания солей не более 5 мгл и воды не более 02%масс. Здесь уже
происходит разрушение эмульсии различными методами.
Вода и нефть как известно взаимно нерастворимы (лиофобны) и при
интенсивном перемешивании образуют водонефтяную дисперсную смесь
(эмульсию вода в нефти) разделение которой в обычных отстойниках не
происходит из-за малого размера частиц диспергированной воды. Образуется
такая эмульсия за счет турбулизации водонефтяной смеси при движении ее по
стволу скважины через задвижки и штуцеры и по трубопроводам от скважины до
узла подготовки нефти.
Структура водонефтяной эмульсии схематично показана на рис.2. Капли
(глобулы) диспергированной воды имеют диаметр (dK) от 01 до 1000 мкм и
каждая из них окружена адсорбированной на поверхности глобул сольватной
оболочкой - концентратом высокомолекулярных полярных веществ нефти
называемых эмульгаторами. Наличие этого сольватного слоя толщиной создает
как бы защитную скорлупу вокруг каждой глобулы воды препятствующую
слиянию (коалесценции) глобул даже при самопроизвольном столкновении.
Процесс образования сольватных оболочек начинается сразу же в момент
дробления воды на мелкие глобулы и продолжается в течение всего времени пока
существует эмульсия. Поэтому чем больше время существования эмульсии тем
толще становится сольватный слой 5 и тем прочнее его защитное действие.
Разрушение водо-нефтяных эмульсий.
Существует несколько методов разрушения эмульсий - механические
термохимические и электротермохимические. Общим для всех этих методов
является стремление достичь максимальной скорости осаждения w0.
Механические методы разрушения основаны на отстаивании нефти в
емкостях (гравитационное отстаивание). Эффективность этого метода не велика
и поэтому в чистом виде этот метод практически не используется. Значительно
увеличить эффективность можно применяя не гравитационное отстаивание а
применяя центрифугирование.
Термохимический метод сочетает ввод в систему химического вещества
(деэмульгатора) разрушающего защитную сольватную оболочку вокруг глобул
воды с осаждением коалесцированных капель воды в нагретой нефти. Метод
позволяет существенно увеличить скорость осаждения капель за счет снижения
плотности и вязкости нефти (нагрев нефти до 60 - 100 °С) и ускорения
укрупнения капель (увеличение dK) за счет ослабления защитных оболочек и
облегчения их коалесценции в процессе движения нефти.
Деэмульгатор вводят (рис. 7.3) в поток нефти в специальном смесителе в
небольших количествах (5-50 гт нефти). Обладая хорошими поверхностно3
активными свойствами деэмульгатор воздействует на адсорбированные вокруг
капель воды сольватные оболочки эмульгаторов за счет:
адсорбционного вытеснения (замещения) эмульгатора сольватной
химического взаимодействия с компонентами эмульгатора и
разрушения сольватного слоя;
образования эмульсии противоположного типа т. е. инверсии фаз.
В результате пленка из эмульгирующих веществ вокруг капли воды
разрушается резко снижаются ее прочность и защитные свойства что
способствует коалесценции капель воды.
Поскольку основное воздействие в этом методе обеспечивает деэмульгатор
следует кратко рассмотреть основные требования к нему и его характеристики.
Деэмульгаторы - это химические вещества которые удовлетворяя
следующим требованиям должны:
не взаимодействовать с основным веществом нефти и не изменять ее свойства;
не вызывать коррозию аппаратуры;
обеспечивать высокую деэмульгирующую активность при малых расходах;
легко извлекаться из сточной воды отделенной от нефти;
быть неядовитыми для людей;
быть относительно дешевыми и недефицитными.
Электротермохимический
термохимический метод с интенсивным осаждением частиц воды в сильном
электрическом поле и с интенсивной водной промывкой нефти. Это позволяет
достичь глубокой очистки нефти от воды до 01% масс. и минеральных солей до 3
- 5 гт. На использовании этого метода и основана работа
Назначение установки ЭЛОУ.
При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое ноле
частицы воды заряженные отрицательно начинают передвигаться внутри
элементарной капли придавая ей грушевидную форму острый конец которой
обращены к положительно заряженному электроду. При перемене полярности
электродов капля претерпевает новое изменение формы вытягиваясь острым
концом в противоположную сторону. Подобные изменения конфигурации капля
претерпевает столь часто сколь велика частота электрического поля. Под
воздействием сил притяжения отдельные капли стремясь передвигаться в
электрическом поле по направлению к положительному электроду сталкиваются
друг с другом и при достаточно высоком потенциале заряда наступает пробой
оболочки диэлектрика в результате чего мелкие капли воды укрупняются что и
облегчает их осаждение в электродегидраторе.
По мимо изменения скорости
конфигурации капель под действием
изменяющегося электрического
поля большое значение имеет также и
напряженность этого поля.
Напряженность электрического
поля оцениваемая как отношение
напряжения на электродах к межэлектродному расстоянию обычно составляет
от 1 до 5 кВсм. Такая напряженность электрического поля способствует
коалесценции и увеличивает эффективность разрушения эмульсии.
Все упомянутые выше факторы способствуют интенсификации выделения
воды из эмульсии но не влияют на засоленность остающихся после
обезвоживания капель воды в нефти. С целью достижения не только глубокого
обезвоживания но и обессоливания нефти используют промывку нефти свежей
пресной водой. Роль этой промывной воды двояка. С одной стороны смешиваясь
с солеными каплями воды эмульсии она разбавляет их и уменьшает
концентрацию солей в них а с другой стороны турбулизирует поток нефтяной
эмульсии способствуя также коалесценции капель т. е. оказывает гидромеханическое воздействие на эмульсию.
Показано что при подаче промывной воды 5 - 6%масс. на нефть только
около 1% этого количества участвует в разбавлении капель соленой воды
находящейся в эмульсии а остальное количество промывной воды является
только турбулизатором. Из этого следует что пресной воды можно подавать до
% а остальные 4 - 5 % (для турбулизации) - рециркулирующая уже
использованная вода. Это позволяет в 5 - 6 раз снизить количество сбрасываемой
сточной соленой и загрязненной воды и уменьшить мощности по ее
Продукция установки ЭЛОУ
Нефть выходящая из установки должна быть очищена и обессолена до
требуемого значения позволяющего е дальнейшее использование:
Содержание воды не более 01% масс;
Соленость нефти 5 мгл;
Удалены все механические загрязнители;
Описание технологической схемы
Технологическая схема электрообезвоживающей установки (ЭЛОУ)
насосом сырая нефть прокачивается через группу
рекуперативных теплообменников 2 где за счет тепла очищенной нефти
нагревается до 130 - 140 °С и под давлением 14 - 15 МПа через инжекторный
смеситель 3 входит в электродегидратор первой ступени 5. Перед инжекторным
смесителем в поток нефти подается раствор щелочи и промывная вода
рециркулирующая со второй ступени.
Спуск воды из электродегидратора 5 осуществляется через регулирующий
клапан 4 по уровню раздела фаз вода - нефть. После первой ступени нефть
направляется также через диафрагмоввый смеситель в электродегидратор второй
ступени 10 . На вход смесителя этой ступени подается насосом 7 свежая пресная
вода а также раствор щелочи.
После второй ступени обессоливания нефть проходит группу
теплообменников 2 и поступает в первую дистилляционную колонну установки
Вместе с водой в емкость 12 попадает нефть (эмульсия нефть в воде)
которая в этих емкостях отстаивается и периодически откачивается на прием
Дренажная вода после отстоя в течение 1 ч в емкости 12 сбрасывается в
промышленную канализацию и поступает на очистку
67813 – насосы; 2 – теплообменники; 3 – инжекторный смеситель; 4 11
– клапаны автоматического сброса соленой воды;
10 – электродегидраторы;
– диафрагмовый смеситель; 12 – отстойник;
Электродегидратор представляет собой вертикальный цилиндрический
аппарат над которым имеется площадка для размещения двух однофазных
повышающих трансформаторов и реактивных катушек. Трансформаторы
Специальное включение первичных обмоток обеспечивает суммирование
напряжения обмоток высокой стороны. При этом между электродами можно
получить напряжение 27 500 30 000 или 33 000 В. Высокое напряжение
подводится к электродам внутрь аппарата через специальные проходные
изоляторы. Нефтяная эмульсия вводится в электрическое поле между двумя
плоскими круглыми электродами. Конструкция электродов позволяет жидкости
свободно перемещаться вверх и вниз.
Для подогрева нефтяной эмульсии электродегидратор снабжен паровым
змеевиком. Аппарат оборудован предохранительным клапаном для сброса
избыточного давления газов сигнальными лампами и контрольноизмерительными приборами. Пропускная способность таких дегидраторов 250—
0 тсутки нефтяной эмульсии. Они монтируются группами по 6-8 штук.
При переработке нестойкой эмульсии процесс обезвоживания проводится в
две ступени: I — термохимическая обработка II — электрическая. При
разрушении стойких эмульсий предусматривается трехступенчатая их обработка:
I — термохимическая II и III — электрическая. При двухступенчатой работе
электродегидраторов в сочетании с термохимической обработкой степень
обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий достигает 98% и выше ( на
Технологические параметры процесса
В настоящее время широкое распространение получили горизонтальные
электродегидраторы которые допускают ведение процесса при температуре до
0° С и давлении до 18 am. На рис. 4 приведена принципиальная схема ЭЛОУ с
горизонтальными электродегидраторами один из которых предназначен для
обезвоживания а остальные (если есть) для обессоливания нефти. Установка
имеет пропускную способность 7 млн. тон нефти в год. Обессоливание ведется с
добавкой воды и деэмульгатора. Нефть из резервуара насосом прокачивается
электродегидраторы. Одновременно в нефть подастся горячая вода и
деэмульгатор. Обессоливание протекает в электрическом поле напряжением 32—
кВ при температуре 120—130°С и под давлением 8—10 атм. Обработанная
нефть содержит 5-7 млл солей что позволяет нефтеперегонной установке
работать без остановки па ремонт не менее двух лет.
Технико-экономические показатели ЭЛОУ значительно улучшаются при
применении более высокопроизводительных электродегидрато- ров за счет
уменьшения количества теплообменников сырьевых насосов резервуаров
приборов КИПиА и т.д. (экономический эффект от укрупнения) и при
комбинировании с установками прямой перегонки нефти за счет снижения
капитальных и энергозатрат увеличения производительности труда и т.д. (эффект
от комбинирования). Так комбинированный с установкой первичной перегонки
нефти (АВТ) ЭЛОУ с горизонтальными электродегидраторами типа 2ЭГ-160 но
сравнению с отдельно стоящей ЭЛОУ с шаровыми при одинаковой
производительности (6 млн тг) имеет примерно в 15 раза меньшие капитальные
затраты эксплуатационные расходы и себестоимость обессоливания. В последние
годы за рубежом и в нашей стране новые АВТ или комбинированные установки
строятся только с встроенными горизонтальными электродегидраторами высокой
В настоящее время разработан и внедряется горизонтальный
электродегидратор объемом 200 м3 типа 2ЭГ-200 производительностью 560 м3ч
(D=34м и L= 235 м) и разрабатывается перспективная его модель с объемом 450
м3 с улучшенной конструкцией электродов. Одновременно с укрупнением
единичных мощностей происходит непрерывное совершенствование конструкции
электродегидраторов и их отдельных узлов заключающееся в улучшении
интенсивности перемешивания нефти с деэмульгатором и водой снижении
гидравлического сопротивления оптимизации места ввода нефти и
гидродинамической обстановки организации двойного или тройного ввода нефти
Краткая характеристика основного технологического
Технологическая схема данного процесса состоит из следующих основных
Паровые подогреватели;
Рекуперационные теплообменники;
На рис. 5 показан горизонтальный электродегидратор конструкции
Гипронефтемаш с нижней подачей сырья рассчитанный на давление 10 атм и
Диаметр этого аппарата 3.6 м длина около 18 м емкость 160 м3. В таком
аппарате эмульсия обрабатывается последовательно в трех зонах. В первой зоне
между нижним маточником и уровнем воды происходит промывка эмульсии
слоем воды содержащей деэмульгатор в результате чего отделяются наиболее
крупные капли воды. Далее нефть перемещаясь в вертикальном направлении
проходит вторую зону расположенную между уровнем воды и плоскостью
нижнего электрода подвергаясь воздействию слабого электрического поля. Затем
она попадает в сильное электрическое поле третьей зоны находящейся между
двумя электродами. Различие в напряженности электрического поля позволяет в
средней зоне обеспечить выделение из эмульсии более крупных глобул воды и
разгрузить таким образом третью зону для выполнения наиболее сложной задачи
— отделения мелких капель воды.
Конструкция нижнего и верхнего маточников способствует равномерному
распределению нефти по всему сечению аппарата уменьшению скорости
восходящего потока что облегчает столкновение водных капель движущихся
вверх с каплями опускающимися вниз после их укрупнения в верхних слоях
электродегидраторах описанных выше типов зависит от степени их
обводненности характера эмульсии и эффективности деэмульгатора типа и
мощности установки и т. д.
Применение установки ЭЛОУ
Установка электрообессоливания
применяется поссеместно в местах
переработки и транспортировки нефти. Этот процесс первым делом уменьшает
балластный вес транспортируемой нефти в местах добычи а в местах
переработки это один из первых процессов которым подвергается сырая нефть
делая возможным дальнейшую ее переработку .
После установки ЭЛОУ обезвоженная и обессоленная нефть направляется на
установку АВТ для дальнейшей переработки.

АВТ-ЭЛОУ.dwg

Принципиальная технологическая схема атмосферно-вакуумной перегонки
Тяж. ДТ nФр. 320-360°С
.60 мм. рт. стn345 385°С
Технологическая схема установки ЭЛОУ-АВТ
- насосы; 2 - теплообменники; 3 - эжекторный смеситель; 4 - клапаны автоматического сброса воды; 5- эдектродегидраторы; n6 - диафрагмовый смеситель; 7 - отстойник; 8 - отбензинивающая колонна; 9 - атмосферная колонна; 10 - вакуумная колонна;n11 - стриппинги; 12 - колонна стабилизации; 13 - колонна вторичной перегонки; 14 - атмосферная печь; 15 - вакуумная печь;n16 - двухступенчатые пароэжекторные насосы; 17 - холодильники.nI - обессоленая нефть;II и III - углевоодородный газ низкого и высокого давления; IV - сжиженный газ; V - головка бензина (С5 - 85°С); VI - бензиновая фракция (85-180°С); VII - нестабильный бензин; VIII - отбензиненая нефть; IX - тяжелый компонент бензина (100-180 °С); X - керосин (140-240°С); XI - дизельное топливо( 200-350°С); XII - мазут; XIII - смесь неконденсируемых газов; XIV - легкая газойлевая фракция ( до 300°С); XV - легкий вакуумный газойль (280-360°С); XVI - вакуумный газойль(350-500°С);XVII - гудрон (выше 500°С); ВП и КВ - водяной пар и его конденсат; ГС - горячая струя; ВЦО и ПЦО - верхнее и промежуточное циркуляционное орошение.