Разработка технологии глубокого обессоливания и химико-технологической защиты от коррозии при первичной переработке высокоэмульсионных нефтей Татарских месторождений

• Автор: Борин, Петр Александрович
• Шифр специальности: 05.17.07, 05.17.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2007
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 171 с. : ил.

Оглавление.
Введение
Глава 1 Литературный обзор. Глубокое обезвоживание и обессоливание нефти первый этап химикотехнологической защиты от коррозии конденсационнохолодильного оборудования установок первичной переработки нефти
1.1. Вредные примеси нефти, оказывающие коррозионное воздействие при ее переработке. Требования, предъявляемые к поступающей на переработку нефти.
1.2. Эмульсии нефти с водой, причины образования, устойчивость. Классификация нефтей по эмульсионности.

1.3. Способы разрушения эмульсий.

1.3.1. Термические способы разрушения эмульсий.

1.3.2. Механические способы разрушения эмульсий

1.3.3. Физикохимические способы разрушения эмульсий.

1.3.4. Электрическое деэмульгирование

1.3.5. Нетрадиционные методы разрушения водонефтяных эмульсий.

1.4. Глубокое обезвоживание и обессоливание нефтей на электрообессоливающих установках ЭЛОУ.
1.5. Деэмульгаторы водонефтяных эмульсий.
1.6. Химикотехнологические методы защиты от коррозии конденсационнохолодильного оборудования установок первичной переработки нефти
1.6.1. Защелачивание обессоленной нефти
1.6.2. Нейтрализующие реагенты и ингибиторы коррозии.
1.7. Совместная подготовка карбоновой и девонской нефтей
Глава 2 Лабораторные исследования но глубокому обезвоживанию и обессоливанию карбоновой и девонской нефтей и их смесей
2.1. Исследование физикохимических свойств карбоновой и девонской нефтей и их смеси
2.2. Оценка эмульсионности карбоновой и девонской нефтей и их смесей.
2.3. Оценка эффективности различных деэмульгаторов при разрушении водонефтяных эмульсий исследуемых нефтей.
2.4. Разработка новой эффективной композиции ПАВ для разрушения водонефтяных эмульсий исследуемых нефтей.
Глава 3 Исследования но технологии глубокого обезвоживания и обессолнвания на пилотной ЭЛОУ карбоновой и девонской нефтей татарских месторождений и их смеси в соотношении
3.1. Пилотная электрообессоливающая установка ЭЛОУ ВНИИНП.
3.2. Статистический анализ экспериментальных данных по обезвоживанию и обессоливанию карбоновой нефти.
3.3. Статистический анализ экспериментальных данных по обезвоживанию и обессоливанию девонской нефти.
3.4. Статистический анализ данных обезвоживания и обессолива
ния смеси карбоновой и девонской нефтей в соотношении .
Глава 4 Разработка технологии химикотехнологической зашиты от коррозии конденсационнохолодильного оборудования атмосферных колонн проектируемой установки ЭЛОУАВТ7
4.1. Исследования по оптимизации защелачивания обессоленной нефти.
4.2. Исследование распределения азота в бензиновых и керосиновой фракциях при химикотехнологической защите от коррозии с применением реагентов Геркулес
4.3 Принципиальная технологическая схема узла приготовления и подачи реагентов для химикотехнологической защиты от коррозии конденсационнохолодильного оборудования атмосферных колонн блока АВТ.
Выводы
Список литературы


К тому же, в последние годы факторами, усугубившими коррозионную ситуацию, являются повышение агрессивности перерабатываемого сырья, неритмичная загрузка технологических установок и частые простои оборудования. Эффективным средством борьбы с коррозией конденсационнохолодильного оборудования установок АВТАТ являются, как отмечалось
выше, следующие химикотехнологические мероприятия глубокое обессоливание нефти на ЭЛОУ до остаточного содержания хлоридов не выше 3 мгдм3 с применением современных высокоактивных деэмульгаторов использование современных нейтрализующих соединений с основными свойствами подача в шлемовые трубы атмосферных колонн эффективных пленкообразующих ингибиторов, защищающих внутреннюю поверхность конденсационнохолодильного оборудования 2,9. Продолжая перечисление и описание осложнений, возникающих при переработке нефти с повышенным содержанием эмульгированной воды, укажем ещ следующие, менее значительные по последствиям. Пары воды увеличивают давление в трубах трубчатой печи, что вызывает излишнюю трату энергии для работы насосов, а в тех случаях, когда содержание воды в нефти достигает 2,, давление достигает величины, опасной для аппаратуры, и даже приостанавливает работу насоса. Вследствие большой теплоты испарения воды, при переработке обводненной нефти значительно уменьшается производительность колонн, трубчатых печей и конденсаторов. Отношение теплоты испарения воды и бензина составляет приблизительно 8 1. Это значит, что вместо каждого килограмма испарнной воды можно испарить 8 кг бензина. То же отношение верно и для конденсации паров. Поэтому для данной части перегонного обЬ рудования производительность по испарению и конденсации бензина можнб увеличить на 8 при неизменном расходе топлива, уменьшив на 1 содержание воды в нефти. Вследствие большой теплоты испарения воды переработка обводненной нефти ведт также к непроизводительному увеличению расхода топлива на испарение. Из приведнного выше соотношения теплот испарения воды и бензина следует, что, удалив из нефти 1 воды, можно при перегонке того же объма бензина уменьшить расход топлива на 8. Эмульгированная в нефти вода увеличивает расходы по перекачке нефти. Расходы возрастают не только изза увеличения объма перекачивав
мой нефти, но и в вследствие возрастания вязкости всей нефти. Нефтяные эмульсии с высоким содержанием воды бывают столь вязкими, что перекачка их производится с большой перегрузкой насосов, а иногда и вообще становится невозможной. Эмульгированная в нефти вода ведт также к увеличению расходов на содержание трубопроводов. Когда перекачки нет, вода, содержащаяся в нефти, отстаивается в нижних частях трубопроводов, где вызывает коррозию, Нефтепровод, ослабленный коррозией, легко может лопнуть, особенно когда, вследствие высокой вязкости нефти, вызываемой примесью воды, при перекачке приходится прибегать к высоким перепадам давления. Вода, накапливающаяся в низкопролегающих участках трубопровода, в морозы может замерзать, отчего трубы забиваются и лопаются. Если нефть содержит много парафина, то с увеличением в ней содержания воды, осаждение парафина в трубах увеличивается. Скопление воды и грязи на дне резервуаров для нефти уменьшает полезную мкость резервуаров и требует постоянного наблюдения и регулярных чисток. При сбросе воды из резервуаров часто бывает трудно уловить, когда кончился спуск воды и начинает сходить эмульсия. Также трудно улавливать конец сброса эмульсии и начало сброса нефти. Эмульсия, таким образом, как бы маскирует границы нефти и воды. Это вызывает потери нефти эмульсия попадает в сбрасываемую воду, а нефть в эмульсию. Первичную подготовку нефти осуществляют на нефтепромыслах обычно термохимическим обезвоживанием в присутствии деэмульгатора при С и атмосферном давлении или при С и давлении до 1,5 МПа После такой обработки нефть содержит, как правило, от до мгдм3 хлоридов, до 0,,0 и 0, по массе соответственно воды и механических примесей. Таким образом, в сырой нефти остается относительно небольшое количество олеофобных загрязнений 5.