Какие соли содержатся в нефти

1.2.           Влияние солей на использование нефти и нефтяного сырья.

Наличие солей в нефти причиняют особенно тяжелые и разнообразные осложнения при переработке. Содержание солей в нефти нередко достигает2000-3000мг/л и в отдельных случаях доходит до 0,4-0,3 %. Нормальная переработка таких нефтей оказывается совершенно невозможной.

Засорение аппаратуры. Соли отлагаются , главным образом, в горячей аппаратуре. Растворенные в воде соли выделяются при испарении воды . Поскольку последнее происходит в основном на поверхности нагрева или в непосредственной близости от нее, часть выкристаллизовавшихся солей прилипает к этим поверхностям, оседая на ней в виде прочной корки. Иногда эти соляные корки отламываются , извлекаются потоком нефти далее и осаждаются в последующей аппаратуре.

Коррозия аппаратуры.. Коррозия т.е. разъедание нефтеперегонной аппаратуры при переработке соленных нефтей вызывается выделением свободной соляной кислоты в процессе гидролиза некоторых хлористых солей.

Мазут в котором остается значительная часть солей, содержащихся в сырой нефти, обладает также сильными коррозионными свойствами, что приводит к преждевременному выходу из строя топочной аппаратуры электростанций и турбинных двигателей .

Понижение производительности установок . Отложение солей в трубах, уменьшающие их проходные сечения, обусловливает резкое понижение производительности. Мазуты с содержанием хлоридов от 800-2200мг/л имели простой за счет остановок на промывку сырья до 20 % календарного времени.

Уменьшение ассортимента вырабатываемых продуктов. Соли в основном , так же как и при наличии механических примесей, концентрируются только при перегоне в мазутах и гудронах. По имеющимся наблюдениям в аппаратуре осаждается толькот10-20% солей, содержащихся в исходном сырье.

Концентрация солей в гудронах и мазутах лишает возможности выработки из них качественных остаточных продуктов. Так, например, битумы при этом не выдерживают нормы на растворимость в сероуглероде, и кроме того, содержат водорастворимые примеси-соли, что в частности, для дорожных битумов недопустимо.. Остаточные масла из полумазутов, содержащих соли и продукты коррозии- эрозии, имеют повышенную зольность. Мазуты содержащие соли, непригодны для выработки моторной продукции. При переработке засоленных нефтей приводятся следующие данные при переработке сызранской нефти содержание хлоридов в мазуте достигает 10000 мг/л, т.е. 1%. Зольность гудрона после переработки небитдагской нефти на масла повышается до 0.3%. Также мазуты и гудроны не пригодны не только на производство каких-либо остаточных продуктов, но даже и в качестве топлива, так как соли вызывают засорение форсунок , дымоходов, образуют осаждения на обогревочной поверхности и вызывают их коррозию.

Таким образом часто при переработке нефтей с повышенным содержанием солей приходится отказываться от получения из них указанных остаточных продуктов, т.е. снижать ассортимент вырабатываемой продукции. Мазуты и гудроны, предназначеные на использование в качестве топлива, приходится, если есть возможность смешивать с другими, более чистыми нефтепродуктами в целях понижения зольности.

Соли мышьяка остающиеся в первичных нефтепродуктах, которые служат сырьем для нателитических процессов, являются одной из основных причин отравления дорогостоящих катализаторов.

2.Эмульси нефти с водой. Эмульгаторы.

В научно-технической литературе существует несколько определений понятия «эмульсия»,но наиболее общим является следующее; эмульсия – это гетерогенная система, состоящая из двух несмешивающихся или малосмешивающихся жидкостей, одна из которых диспергированна в другой в виде мелких капелек ( глобул) диаметром превышающим 0.1 мкт. Дисперсная система с более мелкими частицами принадлежит уже коллоидному раствору.

Эмульсии относятся к микрогетерогенным системам , частицы которых видны в обычный оптический микроскоп, а коллоидные растворы принадлежат к ультрамикрогенным системам , их частицы не видны в обычный микроскоп. Хотя по своей природе они близки , но физико-химические их свойства различны и зависят в значительной степени от дисперсности. При образовании эмульсий образуется огромная поверхность дисперсной фазы. Так ,количество глобул в одном литре воды 1%-высокодисперсной эмульсии исчисляется триллионами , а общая площадь поверхности- десятками квадратных метров. На такой огромной метфазной поверхности может адсорбироваться большое количество, стабилизирующих эмульсию.Эти вещества называются эмульгаторами, адсорбируясь на границе раздела фаз, снижают метфазное поверхностное натяжение, а следовательно уменьшают свободную энергию системы и повышают ее устойчивость.

Оригинальный метод выделения эмульгаторов из нефтяной эмульсии впервые разработан в нашей стране В.Г.Беньковским с сотрудниками. Они выделяли эмульгаторы из эмульсий
туркменский и мангышленских нефтей и исследовали их состав и свойства. Позже воспользовавшись этим методом, многие исследователи выделяли и исследовали эмульгаторы содержащиеся в нефтях различных месторождений.

А.А.Петров с сотрудниками разработали методику выделения асфальтенов и экстракционного разделения нефтей на фракции, применяя растворители с различной полярностью. Экспериментально они установили , что основными эмульгаторами и стабилизаторами эмульсий являются высокомолекулярные соединения нефти (асфальтены, смолы и высокоплавные парафины) и высокодиспергированные твердые минеральные и углистие частицы.

Экстракционным методом эмульгаторы были разделены на фракции; парафины, смолы, асфальтены, вещества с высокой температурой плавления, и твердые минеральные и углистые частицы.

Результаты исследования составов смол и асфальтенов современными инструментальными методами показали, что эти вещества представляют собой полициклические конденсированные соединения, содержащие гетероциклы с серой и азотом. Структурной единицей смол и асфальтенов являются конденсированные бензольные кольца с включением гетероциклов. Считают, что устойчивость образующихся эмульсий зависит не сколько от концентрации эмульгаторов (асфальтенов, смол и др.) в нефти, сколько от их коллоидного состояния, которое в свою очередь определяется содержанием в нефти парафиновых и ароматических углеводородов и наличием в них веществ, обладающихдефлонулирующим действием.

Так же, эмульгаторами служат и микрокристаллы парафина, и высокодисперсные минеральные и углеродистые частицы. Скопление твердых частиц на границе раздела фаз обусловлено избирательным смачиванием отдельных участков их поверхности в результате адсорбции на ней ПВА асфальтосмолистых. Устойчивость эмульсий , стабилизированных твердыми частицами , количественно связана с работой смачивания ее маслом и водой и их воздействием на частицу(на границе двух жидких фаз)

3.Основные методы обессоливания нефтей.

3.1.Общее описание методов обессоливания.

Для деэмульсации и обессоливания нефти применяется большое количество различных методов. Одной из основных причин обилия методов считается разнообразие качеств эмульсий. Одни из них например легко поддаются отстою, другие – не отстаиваются совершенно, но разлагаются химическими методами, третьи- электрогидратацией и т. д.

Вторым обстоятельством нередко определяющим выбор метода деэмульсации, оказываются местные условия на заводах и промыслах.

При наличии на заводе какого-либо отхода производства, способного в большей или меньшей степени разбивать эмульсию, он нередко используется для деэмульсации, даже если и дает малоудовлетворяющие результаты. Наоборот, от применения деэмульгаторов хотя и высокоэффективных, но требующих дальнего перевоза, часто отказываются, вследствии необеспеченности нормального снабжения ими. При отсутствии на заводе или промысле пресной воды приходится отказываться от применения методов обессоливания, требующих промывки водой.

Существует мнение, что благодаря отмеченным обстоятельством, нет и не может быть единого , универсального метода, применимого для всех или во всяком случае для большинства эмульсий.

Такое мнение по видимому, следует считать устаревшими. На основании уже имеющихся данных и результатов применения некоторых высокоэффективных деэмульгаторов можно рассчитывать на то, что с их помощью удастся разлагать любые эмульсии

Для достижения обессоливания, при достаточно высокой минерализации эмульсионной воды, необходимо удаление ее по крайней мере до 0.1 % Положение еще больше осложняется , когда в нефти имеются «сухие» соли совершенно не удаляемые обычными методами. Поэтому в таких случаях для собственно обессоливания
приходиться прибегать к дополнительной операции – промывание нефти водой. С этой целью, предварительно деэмульгированная тем или иным способом нефть вновь эмульгируется с пресной водой, и полученная эмульсия подвергается повторному разложению обычно тем же методом.

Наличие значительного количества и разнообразия методов деэмульсации нефти крайне осложняет и затрудняет выявление наиболее рациональных из них.

Все существующие методы деэмульсации могут быть распределены на три основные группы:

1.Механические методы.

    Снижение содержания солей в нефти позволяет резко уменьшить подачу на АВТ соды и щелочи, а для западно-сибирских нефтей — прекратить их подачу полностью. Это даст возможность значительно снизить концентрацию остаточной щелочи и солей в гудронах— сырье для установок термического крекинга и коксования, что, в свою очередь, приведет к уменьшению отложений кокса в печных трубах установок термокрекинга и замедленного коксования. [c.199]

    Содержание солей в нефтях, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы, обычно составляет 500 мг/л, а воды —в пределах 1 % (масс.). На переработку же допускаются нефти, в которых содержание солей не превышает 20 мг/л и воды 0,1 % (масс.). Требования к ограничению содержания солей и воды в нефтях постоянно возрастают, так как только снижение содержания солей с 20 до 5 мг/л дает значительную экономию примерно вдвое увеличивается межремонтный пробег атмосферно-вакуумных установок, сокращается расход топлива, уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов. [c.8]

    Расчет для схемы 2. Содержание солей в нефти по ступеням равно [c.17]

    В воде FeS нерастворим поэтому, накапливаясь на поверхности металла, сернистое железо играет до некоторой степени роль защитной пленки, предотвращающей дальнейшую коррозию. При взаимодействии FeS с соляной кислотой пленка превращается в хлорное железо, легко растворимое в воде. Наличие соляной кислоты способствует обнажению чистого металла, и его коррозия возрастает. Поэтому содержание солей в нефтях, выделяющих при переработке H2S, особенно опасно. Следовательно, сернистые нефти необходимо предварительно полностью обессоливать. Хлориды способствуют увеличению образования сероводорода при перегонке примерно в 2—3 раза. Сероводород (HgS) крайне ядовитый газ, вызывающий отравление обслуживающего персонала и загрязнение атмосферного воздуха. [c.10]

    Рассматривая общий случай многоступенчатой промывки, принимаем для упрощения расчетов следующие условия и допущения исходное содержание воды в нефти, а также остаточное ее содержание после каждой ступени 0,1% (об.) пресная вода (В, %) подается только на последнюю ступень, а на каждую из предыдущих – вся дренажная вода с последующей ступени в нефти нет кристаллических солей, все хлориды растворены в эмульсионной воде на всех ступенях промывная вода интенсивно перемешивается с нефтью, что обеспечивает выравнивание солености всех капель воды содержание солей в нефти (в мг/л) после последней ступени Со перед нею С1 перед второй ступенью, считая с последней, С2 перед третьей – Сз и т. д. содержание солей в нефти перед и ступенями С . [c.67]

    В результате глубокого обессоливания нефти на ряде нефтеперерабатывающих заводов содержание солей в нефти не превышает 20 мг/л. Однако необходимо, чтобы содержание солей в поступающих на переработку нефтях было не более 5 мг/л. Этому препятствует плохая подготовка нефти на нефтепромыслах. На нефтезаводы из промыслов нефть поступает в виде постаревшей эмульсии, содержащей 1000—4000 мг/л солей и более. Правильнее было бы проводить первичное обессоливание на промыслах до содержания в них солей не более 40 мг/л. Значительно улучшить качество обессоливания нефти на нефтезаводских электрообессоливающих установках можно повышением температуры обессолива- [c.21]

    Фильтровальные колонны в основном применяют там, где нефтяные эмульсии уже разрушены, но капли воды все еще держатся во взвешенном состоянии и не оседают на дно. Эффективность фильтровальных колонн высокая. Так, например, в колонне с тремя слоями насадки из стекловаты удалось снизить содержание солей в нефти с 582 до Ю мг/л. Существенным недостатком метода фильтрования являются сравнительно быстрая засоряемость фильтрующей [c.180]

    Содержание солей в нефти Сем (г/м ) определяется по формуле [c.11]

    На промысле нефть подвергается обезвоживанию при неизменной концентрации солей в воде (без разбавления пресной водой) содержание воды уменьшается с 5—50 до 0,5—10% (масс.). Как следует из уравнения (1.1), при этом пропорционально снижается и содержание солей в нефти. Нефть, поступающая с промыслов на нефтеперерабатывающие заводы, должна соответствовать нормативам, приведенным в табл. 1.1. В СССР более 60% нефтей соответствует группе I. [c.11]

    Если допустить идеальное смешение воды, содержащейся в нефти, с добавляемой пресной водой, содержание солей в нефти после электрообессоливания Сн (мг/л) будет равно [c.12]

    Между содержанием солей в нефти Сс.и (г/м ) и содержанием солей в промывной воде Сс.пр (г/м ) существует такая зависимость  [c.16]

    В качестве примера в табл. 10 приведены рассчитанные по выражениям (40) и (41) количества воды, которые необходимо подавать на каждую ступень и на всю установку, а также содержание солей в нефти по ступеням при разном их числе. [c.62]

    Из приведенных в таблице данных видно, что при одной ступени обессоливания расчетное количество промывной воды превышает 6%. При двух ступенях расчетное количество воды резко сокращается – до 0,7% на ступень и до 1,4% на всю установку. При трех ступенях расчетный расход уменьшается соответственно до 0,3 и 0,9%. При дальнейшем увеличении числа ступеней расход продолжает снижаться, но в меньшей степени. Из приведенного следует, что расчетные количества воды в основном обусловлены начальным и конечным содержанием солей в нефти и числом ступеней обессоливания. Чем больше ступеней, тем меньше расход воды [c.62]

    Содержание солей в нефти после ввода смеси [c.65]

    В гораздо более широких пределах колеблется содержание солей в нефти после ввода в нее смеси пресной и рециркулируемой воды. Как следует из формулы (4.46) при Р = О величина Сц см > при Р = 5 величина С . см = 2Сх – Со и при Р->-°° величина Сн. см [c.66]

    Для более наглядного представления о том, как изменяется содержание солей в нефти после ввода рециркулируемой воды в зависимости от соотношения количеств этой воды Р и вновь подаваемой пресной воды В, пренебрегаем в формуле (46) величиной Со с учетом того, что Со С1,тогда [c.66]

    Из таблицы видно, что при ограниченном количестве пресной воды лучше подавать всю воду на вторую ступень, используя дренажную воду этой ступени для промывки нефти в первой ступени, чем распределять пресную воду на обе ступени. Например, если подавать на вторую ступень 1% пресной воды, а на первую дренажную воду со второй, то содержание солей в нефти по установке снизится в 110 раз. Если на обе ступени подавать по 1% пресной воды, то результат хотя и будет лучше, но ненамного. Если же все 2% пресной воды подавать только на вторую ступень, а на первую – лишь дренажную воду со второй, то содержание солей снизится [c.69]

    Отношение содержаний солей в нефти [c.70]

    Для определения соотношения содержания солей в нефти, поступающей в две смежные ступени, С и С 1 преобразуем соответственно формулу (56) [c.71]

    На рис. 18 приведены различные варианты схем трехступенчатой промывки нефти водой. Из сопоставления солености дренажных вод при разных вариантах промывки видно, что во втором варианте во всех ступенях она соответственно почти такая же, как в первом, а в третьем варианте — всего в 2 раза выше. Как видно из рисунка, во всех случаях эта соленость в десятки раз ниже, чем соленость поступающей с нефтью воды, составляющей перед первой ступенью 100000 мг/л, перед третьей 10 ООО мг/л. Следовательно, эта вода вполне пригодна для повторного использования. Таким образом, многократное повторное использование воды, включающее ее возврат со ступени на ступень и рециркуляцию воды внутри ступеней, позволяет существенно сократить расход пресной воды и количество стоков ЭЛОУ, обеспечивая при этом обильную промывку нефти водой, необходимую для достижения эффективной работы всех ступеней установки. При такой схеме промьшки нефти расход пресной воды составляет всего 1—3% в зависимости от исходного содержания солей в нефти и числа ступеней обессоливания. [c.73]

    Из сопоставления этих двух зависимостей следует, что в начальных ступенях, где pH дренажных вод имеет более высокое значение, существенно снижается содержание солей в нефти, в следующих же ступенях, где pH становится весьма низким, содержание солей практически не снижается. [c.80]

    Расход щелочи, г/т Содержание солей в нефти, мг/л [c.92]

    Минерализация, или соленость воды, добываемой вместе с нефтью, измеряется количеством сухого вещества, остающегося после выпарки 1 л воды. Соленость нефтей выражается в миллиграммах хлоридов (в пересчете на Na l), приходящихся на 1 л сырья, и зависит от степени минерализации пластовой воды и содержания ее в нефти. В восточных районах СССР нефти характеризуются значительно более высокой минерализацией, чем нефти Азербайджана и Грозного. Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающий завод, должно быть не более 50 мг/л, а в нефти, направляемой на перегонку, — не более 5 мг/л. [c.177]

    При нормальной работе установки остаточное содержание воды в нефти после каждой ступени обессоливания, как правило, должно быть не выше 0,1%, для некоторых нефтей – не выше ,7%, а в отдельных слу- чаях – не выше 0,3%. При этом содержание солей в нефти в случае полного выравнивания солености всех капель подаваемой в нефть и содержащейся в ней воды должно было бы в соответствии с ранее выведенной формулой (61) снизиться во столько раз, во сколько количество подаваемой воды превышает количество содержащейся в нефти воды. Фактически же, как уже упоминалось, это снижение всегда меньше. Однако при правильном подборе всех параметров технологического режима промывки нефти степень ее обессоливания в каждой ступени должна быть не ниже 70-90%. [c.109]

    Содержание солей в нефти, мг/л [c.111]

    Щелочь необходимо подавать и после ЭЛОУ для нейтрализации солей кальция и магния, расход ее регулируют в зависимости от концентрации хлоридов в обессоленной нефти и в конденсатной воде на АВТ, если их концентрация выше 30 мг/л, то увеличивают расход щелочи и пара. При остаточном содержании солей в нефти ниже 10 мг/л расход щелочи обычно составляет 1-5 г/т нефти. Для улучшения диспергирования в сырой нефти щелочь подают в виде 1-4 ного водного раствора. [c.140]

    Во всех вариантах на вторую ступень электродегидраторов подавали холодную воду, на первую ступень — воду, дренируемую из дегидраторов второй ступени. Во всех трех случаях на первой ступени содержание солей уменьшалось до 200—400 мг л. Однако при однократной подаче ОЖК содержание солей в нефти после второй ступени составляло 127 мг л, при двукратной снижалось до 63 мг л. При трехступенчатом обессоливании содержание остаточных солей в нефти то же, что и прп двухступенчатой обработке. [c.155]

    Из (3.4) и (3.6) видно, что предельное остаточное содержание солей в нефти прямо пропорционально средней концентрации солей в пластовой воде Со и остаточному количеству воды в нефти И вых (или и 1,ых). Средняя концентрация солей в пластовой воде нефтей СССР изменяется от нескольких сот миллиграмм на 1 л при однопроцентной обводненности (нефти Тюмени) до нескольких тысяч миллиграмм на 1 л (нефти Волго-Уральской области). Современные конструкции обессоливающих аппаратов при правильном введении процесса обеспечивают количество остаточной воды в нефти обычно не более 0,2%. Для наглядности на рис. 3.2 и 3.3 приведены зависимости предельных содержаний остаточных солей в нефти при одноступенчатом и двухступенчатом обессоливании, рассчитанные по соотнощениям (3.4) и (3.6) [c.48]

    Остаточное содержание солей в нефти при одноступенчатой схеме обессоливания для рассматриваемой модели неполного смешения [c.49]

    Описанная схема моделирует одноступенчатое обессоливание смешение происходит в путевом нефтепроводе, а вода отделяется в резервуаре. Поэтому предельное остаточное содержание солей в нефти при такой схеме обессоливания определяется соотношением (3.3). [c.58]

    Допустим, что в нефти перед очередной ступенью содержится С мг/л солей и 0,1% воды до и после ступени. Чтобы обеспечить 9С%-ную степень обессоливания, т. е. снизить содержание солей в нефти до 0,1 С, требуется при идеальном перемешивании 0,9% пресной воды. При этом соленость исходной воды составляет 1000 С мг/л, а соленость воды в нефти после разбавления исходной воды промьшной, а также соленость остаточной и дренажной воды 100 С мг/л. [c.64]

    Рассмотрим более общий случай одноступенчатой промьшки нефти с рещ1ркуляцией воды, когда не обязательно достигается выравнивание солености всех капель воды, а количество подаваемой в нефть пресной воды может быть различным. Для упрощения расчетов принимаем, что в нефти нет кристаллических солей (все хлориды растворены в поступающей с ней эмульсионной воде) и что содержание воды в нефти до и после промывки составляет 0,1%. Тогда, если исходное содержание солей в нефти С, мг/л (рис. 16) остаточное – после промьшки Со мг/л, количество вновь подаваемой в нефть пресной воды В, % и рециркулируемой Р, %, получаем следующие зависимости  [c.64]

    При Р, равном 26, ЪВ и АВ это соотношение составит соответственно 3, 4, 5 и т. д., т. е. содержание солей в нефти возрастает в 3,4, 5 раз и т. д. Поэтому количество рециркулируемой воды не должно значительно пре-вьш1ать количество пресной воды. [c.66]

    Если пренебречь Са1С , поскольку Со Сп, то выражение (55) приобретает вид выражения (54), откуда следует, что соотношение содержания солей в нефти до и после любой ступени, работающей на дренажной воде нз последующих ступеней, всего на единицу меньше, чем в последней ступени, работающей на пресной воде, т. е. что эти соотношения во всех ступенях практически одинаковы, несмотря на различную соленость промывной воды. Эти выводы подтверждены конкретными расчетами для двухступенчатой схемы (табл. 11) при различных значениях В. [c.69]

    Из таблицы следует, что при обессоливанин ромашкинской нефти в три ступени без подачи в нее нефтепродуктов кислотного характера pH дренажных вод всех ступеней составляет 7,8-8,1 остаточное содержание солей в нефти 3 мг/л. Степень обессоливания нефти с нефтепродуктами (100 г/т) была весьма низкой даже после седьмой ступени в нефти оставалось 11 мг/л солей. При этом величина pH дренажных вод всех ступеней была низкой. При подаче на седьмую ступень 30 г/т щелочи pH водной фазы возрастало до 9,4, а содержание остаточных солей резко снизилось до 3 мг/л. [c.85]

    Расход эффективного деэмульгатора на ЭЛОУ должен составлять 5-10 г/т нефти для выборалптнмального расхода деэмульгатора необходимо удостовериться в том, что увеличение его концентрации приводит к снижению содержания солей в нефти, и проконтролировать концентрацию нефтепродуктов в сточной воде. [c.139]

    Рассматривая 5вых и Wвыx как параметры сырья для II ступени, получим следующее соотношение для остаточного содержания солей в нефти после II ступени [c.54]

    В 1969 г. было обследовано пятнадцать электрообессоливающих установок на семи заводах страны, перерабатывающих нефти Волго-Уральской области. Работу проводили с целью получения статистических оценок влияния на степень обессоливания технологических режимов процессов, качества поступающих нефтей, применения различных типов деэмульгаторов, конструктивных особенностей установок и др. Обследование проводили на основе данных, которые были взяты из режимных листов установок и вахтенных журналов. Для всех установок [76 ] получены зависимости остаточного содержания солей в нефти от 5вх при условии, что все технологические параметры поддерживались постоянными. Наиболее характерные из полученных зависимостей приведены на рис. 3.10 и 3.11. Данные с наименьшим содержанием солей в сырой нефти были получены на ЭЛОУ-5 Саратовского НПЗ и на ЭЛОУ-3 УНПЗ им. XXИ съезда КПСС (см. рис. 3.11 и 3.12). [c.55]