Система обезвоживания и обессоливания нефти Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Список литературы:

1. Викторов В.А., Лункин Б.В., Совлуков А.С. Высокочастотный метод измерения неэлектрических величин. - М.: Наука, 1978. - 280 с.

2. Гумиров Р.З., Маслов А.Д., Рогожкин А.П. Следящий вторичный преобразователь для измерения неэлектрических величин // Труды Всероссийской научно-практической конференции «Современные проблемы создания и эксплуатации радиотехнических систем». - 2013.

3. Гумиров Р.З., Маслов А.Д., Баранов И.В. Широкодиапазонный датчик давления // Сб. трудов 3-ей Международной НТК. - Смоленск, СФМЭИ, 2013.

СИСТЕМА ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ

© Машкова Е.Г.1, Юсупова М.И.1

Донской государственный технический университет, г. Ростов-на-Дону

Обезвоживание и обессоливание нефти - это процессы очистки нефти от воды и минеральных солей. Глубокое обессоливание нефти обеспечивает снижение коррозии и уменьшение отложений в аппаратуре, улучшение качества нефтяных фракций, в том числе и по содержанию металлов.

Ключевые слова нефть, обезвоживание, обессоливание, газ, де-эмульгаторы, нефтяная эмульсия.

Добытая из промысловых скважин нефть содержит попутный газ, песок, ил, кристаллы солей, а также воду, в которой растворены соли, преимущественно хлориды натрия, кальция и магния, реже - карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или малообводненная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличивается и достигает до (94 ± 4) %. Очевидно, что такую «грязную» и сырую нефть, содержащую к тому же легколетучие органические (от метана до бутана) и неорганические (Н^, СО2) газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без ее тщательной промысловой подготовки.

Наличие в нефти указанных веществ оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов:

- при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии;

1 Бакалавр факультета Энергетики и нефтегазопромышленности.

- отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэффициент теплопередачи, вызывает сильную коррозию;

- накапливаясь в остаточных нефтепродуктах (мазуте, гудроне) ухудшают их качество [1].

Нефтяная эмульсия - это однородная смесь двух или более несмеши-вающихся жидкостей, в которых иногда содержатся твердые частицы. В простейшей форме одна жидкость, например, вода, может быть тонко распылена на мелкие капли и рассеяна в другой несмешиваемой с ней жидкости, такой как нефть.

При добыче нефти возникает пластовая вода которая, образует с нефтью эмульсию. Их формированию способствуют присутствующие в нефти природные эмульгаторы и диспергированные механические примеси (частицы глины, песка, известняка, металлов). Пластовая вода, минерализована хлоридами №, Mg и Са, а также сульфатами и гидрокарбонатами и содержит механические примеси. Сырая нефть содержит в том числе органические легколетучие (СН4) и неорганические (С02, Н^) газовые компоненты. Наличие в нефти указанных веществ и механических примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов. При большом содержании воды повышается давление в оборудовании для перегонки нефти, существенно снижается их производительность, увеличивается энергоемкость. Отложение солей в трубах печей и теплообменников уменьшает коэффициент теплопередачи.

Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов, которые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель диспергированной в нефти воды.

Деэмульгаторы - это синтезированные химические соединения. Характеристики деэмульгаторов:

- способны не изменять свойства нефти и не реагировать с молекулами воды;

- просто извлекаются из сточной воды, отделённой от нефти;

- нетоксичны, инертны по отношению к оборудованию.

- типы деэмульгаторов: неэлектролитные и коллоидные.

Неэлектролитные деэмульгаторы - органические вещества (бензол, спирты, керосин), растворяющие эмульгаторы нефти и снижающие её вязкость. Нефтерастворимые деэмульгаторы:

- легко смешиваются с нефтью, в меньшей степени вымываются водой;

- являются легкоподвижными жидкостями с низкой температурой застывания;

- могут применяться без растворителя, удобны для транспортирования и дозировки.

Однако даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1-0,3 % из-за ее высокой минерализации остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100-300 мг/л (в пересчете на NaCl). Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефти большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью процесса обессоливания. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и последующее отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и механическими примесями.

Гидромеханический метод отстаивания нефти с целью расслоения пластовой воды и нефти, а также для осаждения мелких частиц диспергированной воды в слое нефти осуществляется в гравитационных отстойниках различной конструкции. Отстойники - это обычно горизонтальные цилиндрические аппараты объемом 100-150 м3 с большой поверхностью раздела фаз, в которых отстаивание нефти происходит в течение 1-2 ч при температуре 120-140 °С и давлении до 1,5 МПа. Простое отстаивание нефти малоэффективно, но оно входит обязательным элементом во все другие методы обезвоживания.

Термохимический метод использует добавление в нефть деэмульгато-ров, которые химически разрушают оболочку мельчайших глобул диспергированной воды. Мелкие глобулы воды объединяются друг с другом, и образовавшиеся глобулы крупного диаметра осаждаются с гораздо большей скоростью. Деэмульгаторы (5-50 г/т нефти) в смесителе добавляют к нефти, которая при температуре 60-100 °С направляется в горизонтальный отстойник. Деэмульгаторы чрезвычайно разнообразны, их состав и добавляемое количество подбирают экспериментально для каждой нефти разных месторождений. Наибольшее применение получили поверхностно--активные вещества (ПАВ): сульфанол, сульфоэфиры, оксиэтилированные жидкие органические кислоты (ОЖК), алкилфенолы (ОП-Ю и ОП-ЗО), нефтенолы, органические спирты (неонол, синтанол и др.), сополимеры этилен- и пропи-леноксидов (диссольван, проксанолы, проксамин, кемеликс, сепарол и др.), дипроксамин, оксафоры, прохинор и др.

Глубокая очистка нефти от воды (до 0,1 мае. %) и солей (до 1-5 мг/л) достигается только электротермохимическим методом с интенсивным осаждением мелких частиц воды в сильном электрическом поле в присутствии больших количеств свежей промывочной пресной воды (5-7 мае. %). Сферические глобулы (капли) воды под действием переменного электрического поля деформируются, вытягиваются, «дрожат», соударяются и, наконец, сливаются в более крупные глобулы. Этому способствуют также и деэмульгаторы, разрывающие оболочки капель воды, и повышенная температура (120-130 °С), понижающая вязкость нефти. Все эти факторы вместе увеличивают скорость осаждения капель диспергированной воды, в которой растворены минеральные соли.

Очистка нефти от воды и солей начинается на нефтяном промысле (подготовка нефти к транспорту) и заканчивается на НПЗ, при этом возможны три-пять стадий очистки с использованием разных методов обезвоживания. Конечной стадией является электрообезвоживание нефти на НПЗ. Современная технологическая установка обезвоживания и обессоливания нефти с применением электродегидраторов может быть автономной (например, ЭЛОУ-6, индекс 10/6) или быть блоком в составе комбинированной установки атмосферной ректификации нефти и вакуумной ректификации мазута (например, ЭЛОУ-АТ-8, индекс 13/1 или ЭЛОУ-АВТ-6, индекс 11/4).

Химикаты требуются для надлежащей обработки нефти, чтобы уменьшить или устранить технологические осложнения. Правильно подобранный продукт, введенный вверх по потоку на достаточном расстоянии от сепаратора или промывочного резервуара, позволяет произвести должное смешивание химиката и нефтяной эмульсии; перед сепаратором, заглушкой, групповым коллектором и т.д.

Существуют 2 основные функции подогрева эмульсии:

1. Снижение вязкости. С понижением вязкости нефти (которая является мерой силы сопротивления потоку), под действием силы тяжести частица воды может гораздо легче двигаться через нефтяную среду.

2. Чем выше температура, тем с большей скоростью происходит движение, и, в свою очередь, большее число водных частиц сталкиваются между собой, сливаясь в более крупные частицы.

Выбор температуры определяется свойствами сырой нефти: для маловязких легких во избежании кипения самой нефти применяют более низкие температуры, а для тяжелых углеводородов - более высокие. Оптимальной температурой обессоливания следует считать от 100 до 120 °С. Температуры от 120 °С до 140 °С - для тяжелых, вязких углеводородов.

Химическое разрушение нефтяной эмульсии требует установления трех физических условий:

1. Дестабилизированная межфазная пленка, позволяющая частицам воды сливаться при контакте.

2. Значительное количество столкновений диспергированных водных частиц за некий временной отрезок.

3. Спокойный период оседания, позволяющий крупным частицам воды, сформированным за время коагуляции, образовать осадок.

Первый фактор создается за счет добавления подходящего химического деэмульгатора в данную эмульсию.

Второй фактор создается за счет вращательного движения или помешивания системы для увеличения вероятности столкновения между собой дестабилизированных частиц воды.

Третий фактор создается за счет того, что обработанной и перемешанной эмульсии дается время на выпадение осадка, пока не завершится разделение фаз.

Кроме выбора подходящего химического деэмульгатора, важной переменной в процессе сепарации нефтяной эмульсии является температура. Как перемешивание, так и стадия оседания в значительной степени повышают свою эффективность при повышенных температурах. При более высоких температурах снижается вязкость. Это приводит к усилению беспорядочного движения при данном расходе. Сниженная вязкость также позволяет частицам воды быстрее образовать осадок во время стадии оседания. Более того, разница в плотности водной и нефтяной фаз почти всегда увеличивается с возрастанием температуры.

Нагрев способствует лучшему распределению деэмульгатора по поверхности раздела, а также лучшему замещению эмульгатора.

Таким образом, нагрев является отличным помощником в разрушении эмульсий. Однако, во многих системах сепарации высокие температуры приводят к испарению нефти с потерей объема и относительной плотности. Значит, часто для промышленных предприятий дешевле проводить сепарацию при более низких температурах, используя большее количество деэмульга-тора и отстойники с более высокой производительностью.

Наличие значительного количества и разнообразия методов обезвоживания и обессоливания нефти затрудняет выявление наиболее рациональных из них. Рациональность методов определяется следующими основными показателями их качественности:

- эффективность;

- возможность полного отделения воды и сухих солей;

- отсутствие необходимости применения подогрева;

- максимальная простота метода и оборудования;

- экономичность процесса.

Исследования в данном направлении продолжаются, но большинство из них в итоге сводится лишь к тому, как уменьшить количество необходимой для процесса пресной воды. Правда, время от времени учёные делают интересные находки. Недавно, например, выяснилось, что поверхность электродов можно закрывать изолятором. Это не оказывает влияния на сам процесс, зато позволяет избежать контакта металла с активной средой, а значит, препятствует коррозии - главному врагу любого технологического оборудования [5].

Список литературы:

1. Филимонова Е.И. Основы технологии переработки нефти: Учебное пособие / Е.И. Филимонова. - Ярославль: издательство ЯГТУ 2010. - 171 с.

2. Глаголева О.Ф. Технология переработки нефти / О.Ф. Глаголева, В.М. Капустин, Т.Г. Гюльмисарян. - М.: Химия Колос С, 2007. - 400 с.

3. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: учебное пособие для вузов / А.К. Мановян. - М.: Химия, 2001. - 568 с.

4. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: учебное пособие для вузов / С.А. Ахметов. - Уфа: Гилем, 2002. - 672 с.

5. Баннов П.Г. Процессы переработки нефти / П.Г. Баннов. - М.: ЦНИИТЭ, 2000. - 224 с.

СТРУКТУРНАЯ СТОЙКОСТЬ ИНФОРМАЦИОННО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА АСУ СПЕЦИАЛЬНОГО НАЗНАЧЕНИЯ

© Тарасов И.А.1, Жбанов И.Л.

Военная академия войсковой противовоздушной обороны Вооруженных Сил Российской Федерации, г. Смоленск

В статье рассматриваются возможные подходы к защите информационно-вычислительных комплексов автоматизированной системы управления. Варианты нанесения наименьшего ущерба при воздействии противника.

Ключевые слова площадь объекта, окружность, живучесть, наименьший ущерб.

Развитие теории живучести поставило вопрос о ее месте и соотношении с другими науками. Наиболее близкой и достаточно разработанной является теория надежности. Несмотря на их схожесть, существуют и принципиальные различия. Так свойство живучести предполагает способность военно-технической системы функционировать при наличии отказов и их накоплении. Вычислительная система, имеющая большее время наработки на отказ, с точки зрения надежности является более предпочтительной. Более живучей является вычислительная система, которая может соответствовать цели функционирования за счет компенсации большего числа отказов. Причем если в отказоустойчивой системе за счет использования избыточных ресурсов после отказов восстановление осуществляется в виде возврата к прежним структуре и поведению, то в живучей системе заданная эффективность выполнения цели функционирования обеспечивается за счет соответствующего изменения структуры и поведения.

При анализе стойкости информационно-вычислительных комплексов различают структурную и функциональную стойкость.

1 Курсант (специальность АСУ).