Вредные примеси в нефти

РАЗДЕЛ III. ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ПЕРЕРАБОТКЕ. ОБЕССОЛИВАНИЕ И ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ

Схема водяного охлаждения

Схема движения катализатора

Технологическая схема установки 43-102

Установка 43-102 (рис.1) с циркулирующим шари­ковым катализатором состоит из двух основных блоков: реакторного и нагревательно-фракционирующего. В ре­акторном блоке при непрерывной циркуляции катализа­тора происходит расщепление сырья и регенерация ка­тализатора. В нагревательно-фракционирующем блоке сырье нагревается и катализат (продукты каталитиче­ского крекинга) разделяется на газ, бензин, легкий и тяжелый газойли.

Сырье забирается насосом из резервуара (см. рис. 1), нагревается до 150—200 °С в теплообменни­ках 19 за счет тепла отводимого с установки легкого и тяжелого газойля и нижнего циркуляционного ороше­ния ректификационной колонны, а затем направляется двумя потоками в нагревательную печь 1. В печи сырье проходит по трубам конвекционной камеры, подового и потолочного экранов и нагревается до 450—490 °С. Для улучшения испарения сырья в потолочный змеевик печи подается водяной пар. На выходе из печи оба по­тока соединяются, и парогазовая смесь по трубопроводу поступает в реактор 2. В реакторе пары и неиспарившаяся часть сырья контактируются с катализатором.

В реакционной зоне наиболее реакционноспособные углеводороды распадаются, происходит их ароматиза­ция и изомеризация. Одновременно на поверхности ка­тализатора протекают реакции уплотнения адсорбиро­ванных тяжелых углеводородов; при этом выделяется водород, который насыщает непредельные углеводоро­ды. В порах выходящего из реакционной зоны катали­затора остаются коксовые отложения, а продукты кре­кинга уходят в газосборные трубы и далее в ректифи­кационную колонну 17. Для улучшения десорбции углеводородов с поверхности катализатора навстречу опускающемуся его потоку в реакторе подается водяной пар. На рис. 2 приво­дится зависимость оста­точного содержания угле­водородов на катализато­ре от скорости продувоч­ного пара. Из рисунка 2 видно, что при линейной скорости движения водя­ного пара 0,12—0,16 м/сек с поверхности катализа­тора можно удалить 85 – 90 % углеводородов.

 

 

0,04 0,08 0,12 0,16

Скорость продувочного napа, м/сек

Рис. 2. Зависимость остаточного содержания углеводородов на ка­тализаторе от скорости продувоч­ного пара

Десорбированные углеводо­роды и водяной пар ухо­дят вниз зоны отпарки вме­сте с продуктами крекин­га на ректификацию. Внизу ректификационной колонны 17 (см. рис. 1) пары продуктов крекинга охлаждаются нижним цирку­ляционным орошением (тяжелый газойль), подаваемым на 4-ю тарелку. Температура низа ректификационной колонны под­держивается на уровне 340—360 °С подачей нижнего циркуляционного орошения, а температура верха — на уровне 120—160 °С с помощью острого орошения бен­зином. Температура верха колонны почти наполовину меньше температуры низа; следовательно, чем выше расположена ректификационная тарелка, тем ниже на этой тарелке температура. Продукты каталитического крекинга выкипают в ши­роких пределах температур — от температуры кипения получаемых газов примерно до 500 °С.

При движении паров углеводородов в верхнюю часть колонны 17 на нижних тарелках конденсируются тяже­лые углеводороды, а на верхних — легкие; таким обра­зом, на каждой тарелке будет накапливаться продукт с определенной температурой кипения. Внизу колонны собирается тяжелый газойль (фракция, выкипающая выше 350 °С), который откачивается насосом в парк че­рез теплообменник и холодильник.

С 16-й и 12-й тарелок легкий газойль (фракция 185—350 °С) выводится в колонну 18 для отпарки бен­зиновых фракций водяным паром. Отпаренные углево­дороды и водяной пар отводятся по трубопроводу в ко­лонну 17. Легкий газойль после отпарки бензиновых фракций забирается из колонны 18 насосом, охлаж­дается в теплообменнике и холодильнике до 60—70 °С и направляется в резервуары для хранения. С верха ко­лонны выходят газ, пары бензина и водяной пар. Пары бензина и пар конденсируются и охлаждаются в по­гружном конденсаторе-холодильнике 21 и вместе с га­зом поступают в газосепаратор-водоотделитель 22. Газ уходит на компримирование, водяной конденсат — в ка­нализацию, а бензин откачивается насосом в емкости для хранения и на орошение верха колонны 17. В слу­чае переработки сернистого сырья бензин перед поступ­лением в резервуарный парк очищается от сероводоро­да в специальной системе водным раствором каустиче­ской соды.

 

Регенерированный катализатор из бункера реактора (см. рис. 1) по на­порному стояку 3 поступает в реактор 2 и по катализаторопроводу проходит в дозер 15. В нижнюю часть дозера подается подогретый в топке 13 первичный транс­портирующий воздух и вторичный, регулирующий загрузку дозера. По стволу пневмоподъемника закоксованный катализатор направляется в сепаратор 5; в его расширенной части катализатор отделяется от транспор­тирующего воздуха и по катализаторопроводу ссыпает­ся в бункер регенератора 8. Оттуда по переточным тру­бам катализатор поступает в регенератор 9. Отделен­ный от катализатора воздух очищается в циклонах от пыли и уходит в атмосферу. Отделившаяся пыль ссы­пается в емкость 14.

В регенераторе 9 катализатор проходит от 9 до 14 зон регенерации. В каждую зону подается воздух воз­духодувкой 12 для окисления кокса. Продукты окисле­ния (двуокись и окись углерода, водяные пары), не- прореагировавший кислород и азот уходят из регенера­тора в дымовую трубу. Процесс регенерации ведется при температуре не выше 700 °С. Избыточное тепло в средних и нижних зонах регенератора снимается змее­виками водяного охлаждения.

Регенерированный катализатор охлаждается до 650 °С и через катализаторопровод ссыпается сплошным слоем в дозер 16. Подъем регенерированного катализа­тора осуществляется аналогично закоксованному ката­лизатору. Из сепаратора 5 катализатор ссыпается в бункер реактора 4, и цикл движения повторяется. В ре­зультате крекинга, регенерации и трения о стенки аппа­ратов и катализаторопроводов катализатор частично разрушается. Для вывода мелких частиц его из систе­мы в схему циркуляции катализатора включен отвеиватель 6 и циклон 7. Часть регенерированного катализа­тора из сепаратора 5 направляется в отвеиватель 6. На­встречу потоку катализатора подается воздух, который увлекает мелкие его частицы в циклон 7 для их улавли­вания. Очищенный воздух уходит в атмосферу, а катализаторная пыль и крошка собираются в емкости 14. Очищенный от пыли и крошки катализатор проходит в дозер регенерированного катализатора 16.

Свежий катализатор завозится на установку авто­транспортом и ссыпается в емкость, откуда воздухом в режиме сплошного потока поднимается в емкость для хранения и нагрева. Нагретый до 250 °С катализатор подается в дозер для восполнения потерь.

 

Котел-утилизатор, в ко­тором используется тепло сгорания кокса в регенерато­ре, снабжается химически очищенной водой собствен­ного приготовления или приготовленной на близко рас­положенной ТЭЦ. Запас воды хранится в емкости, от­куда насосом подается в барабан котла-утилизатора 10 (см. рис. 1) для пополнения его уровня. Горячая вода из барабана забирается насосом 11 и направляется в охлаждающие змеевики регенератора, где она нагре­вается за счет тепла сгорания кокса и частично испа­ряется. Пароводяная смесь возвращается в барабан 10. Отделяющийся от жидкости пар уходит через верхнюю его часть в заводскую систему острого пара. Барабан котла снабжен системами постоянной и периодической продувки.

 

 

1 — печь; 2 —реактор; 3 — напорный стояк; 4 — бункер; 5 — сепараторы; б — отвенватель; 7 — циклон; 8 — бункер регенератора; 9 — регенератор; 10 — котел-утилизатор; 11 — водяной насос; 12 — воздуходувки; 13 — топка для подогрева воздуха; 14— емкость для пыли; 15, 16 — дозеры; 17 — ректифика­ционная колонна; 18 — отпарная колонна; 19 — теплообменники; 20 — насосы; 21 — конденсатор-холодильник; 22 — газосепаратор-водоотделитель; 23 — холо­дильники.

I – сырьё; II – водяной пар; III – воздух; IV – горячий вторичный воздух; V – вода; VI – жирный газ; VII – бензин; VIII – легкий газойль; IX – тяжелый газойль.

В добываемой на промыслах нефти, кроме растворенных в ней газов, содержатся примеси, растворимые и нерастворимые в нефти. Это вода и соли, растворимые в воде, а также взвешенные в нефти кристаллы водонерастворимых солей, песок, глина и др. Содержание твердых нераство­римых примесей в добытой нефти не превышает 1,5%, а воды — меняется в широких пределах (от долей процента до 90% в старых обводненных скважинах).

Твердые примеси вызывают эрозию (разрушение, изъязвление) внут­ренней поверхности нефтепроводов, образуют отложения в аппаратах нефтеперерабатывающих установок, ухудшая теплопередачу, повышают зольность мазутов и гудронов.

Водорастворимые соли, преимущественно хлористые, ведут себя по- разному. Хлористый натрий (NaCl) практически не гидролизуется. Хло­ристый кальций (СаС1₂) подвержен гидролизу с образованием НС1 мак­симум на 10%. Зато хлористый магний (MgCl,) гидролизуется на 90% даже при низких температурах по реакции:

MgCl₂ + Н₂0 « MgOHCl + НС1,

что приводит к коррозии аппаратуры соляной кислотой. Сероводород, образующийся при перегонке сернистых нефтей, в результате разложе­ния серосодержащих соединений также является источником коррозии. Реагируя с металлом аппаратов, он образует на их поверхности защит­ную пленку сернистого железа:

Fe + H₂S — FeS + Н₂.

Однако НС1, непрерывно образующаяся при гидролизе MgCl₂,раз­рушает пленку:

FeS + 2НС1 -» FeCl₂ + H₂S,

FeCl₂ растворяется в воде, а вновь образовавшийся H₂S совместно с НС1 начинает новый цикл коррозии.

Минерализацию (соленость) пластовой воды определяют количе­ством сухого вещества после выпарки 1 л воды, а соленость нефтей выра­жают в мг хлоридов (в пересчете на NaCl), находящихся в 1 л нефти. Этот показатель для нефти, поступающей на НПЗ, не должен быть более 50 мг/л, а для нефти, идущей на перегонку, — не более 5 мг/л. Соответ­ственно, количество воды в нефти не должно превышать 1% и 0,3%.

Основное количество воды и твердых частиц удаляют из нефти отста­иванием в промысловых и заводских резервуарах, а затем нефть обезвожи­вают и обессоливают до заданной глубины на специальных установках.