Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Процесс обезвоживания грозненской нефти на первых нефтеперегонных заводах г. Грозного (1865-1920-е годы) 6
1.1 Обезвоживание и переработка грозненских нефтей на первых нефтеперегонных заводах в период 1865-1893 гг 6
1.2 Становление грозненских нефтепромыслов, промышленная добыча, обводненность грозненских нефтей и методы их обезвоживания на промыслах в период конца XIX в.-1920-е годы 8
1.3 Обезвоживание грозненских нефтей на нефтеперегонных установках Грозного в период 1900 - 1920-е годы 15
1.4 Проблемы переработки грозненских нефтей в связи с их обводненностью 19
1.5 Процесс образования нефтяных эмульсий и первые промышленные методы, применявшиеся для их разложения в 1910-1920 гг 22
1.6 Первые исследования грозненских ученых по установлению состава и строения эмульсий грозненских нефтей 25
1.7 Составление эмульсионной карты промыслов Грозненского района 35
Глава II. Способы и установки разложения нефтяных эмульсий грозненских нефтей, применявшиеся в 1930-1945- е годы 44
2.1 Основные методы деэмульсации, применяемых на Грозненских промыслах и нефтеперегонных заводах 44
2.1.1 Характеристика механических способов разложения нефтяных эмульсий, применявшихся на Грозненских НПЗ 46
2.1.2 Тепловые способы разрушения нефтяных эмульсий 49
2.1.3 Применение способа электрического разрушения нефтяных эмульсий грозненских нефтей 55
2.1.4 Химические способы разложения нефтяных эмульсий в условиях Грозненских промыслов и заводов 63
2.2 Установки и устройства для деэмульсации нефтяных эмульсий на грозненских промыслах 67
2.3 Обезвоживание нефтей на установках первичной переработки нефтей на грозненских нефтеперегонных заводах в 1930-1940-е годы 70
2.3.1 Обезвоживание нефтей на грозненских кубовых установках 71
2.3.2 Обезвоживание нефтей на грозненских трубчатых установках 72
2.4 Состояние процесса разложения нефтяных эмульсий на 1-ом нефтеперегонном заводе Грознефти в период падения добычи нефти в Грозном в 1932-1935 годы 79
2.4.1 Обследование процесса дегидратации и деэмульсации на советских трубчатках 79
2.4.2 Дегидратация грозненских нефтей на установках Раюка на грозненских нефтеперегонных заводах 86
2.4.3 Применение химического способа разложения нефтяных эмульсий на 1-ом нефтеперегонном заводе Грозного 87
2.5 Организация Производственно-товарной конторы (ПТК) для улучшения организации подготовки нефтей к переработке на грозненских НПЗ 89
2.6 Исследования ГрозНИИ по подготовке нефтей для переработки на грозненских НПЗ в 1940-1945-е годы 91
Глава III. Исследования и состояние процесса подготовки нефтей в Грозном в период 1950-2000-е годы 94
3.1 Первичная подготовка нефтей на грозненских промыслах в 1950-1960-е гг 94
3.2 Промышленные установки ПТК для обезвоживания и обессоливания нефтей, перерабатываемых на Грозненских НПЗ в 1950-1960-е годы 97
3.2.1 Термогидратационные установки 97
3.2.2 Электрообессоливающие установки 99
3.3 Методы подготовки и степень обессоливания нефтей, перерабатываемых на грозненских заводах в 1955-1960-е годы 105
3.4 Обезвоживание и обессоливание нефтей в присутствии разных деэмульгаторов на установках ПТК в Грозном 108
3.5 Исследования ГрозНИИ процесса обезвоживания и обесоливания нефтей нефтей в 1950- 1950-1960-е годы 126
3.5.1 Лабораторные исследования процесса разрушения нефтяных эмульсий на опытной лабораторной высокочастотной установке ГрозНИИ 126
3.5.2 Исследование технологического режима установок ЭЛОУ, влияние свойств нефтяных эмульсий на обезвоживание и обессоливание 129
3.5.3 Исследования обезвоживания и обессоливания высокопарафинистых нефтей в 1966-67-е годы 131
3.6 Исследования нефтей для подготовки их к переработке на грозненских НПЗ в 1970-80-е годы 133
3.6.1 Изучение влияние природных эмульгаторов на свойства эмульсий нефтей Чечено-Ингушетии 134
3.6.2. Исследование влияние деэмульгаторов на процесс обезвоживания нефтей, перерабатываемых на грозненских НПЗ 141
3.6.3 Исследование влияния природных стабилизаторов на свойства нефтяных эмульсий мангышлакских нефтей 147
3.6.4 Изучение влияния неоднородного электрического поля переменного тока на эффективность разделения нефтяных эмульсий 149
3.7 Пуск в эксплуатацию и работа установки ЭЛОУ-АВТ-6 154
3.8 Состояние процесса обезвоживания на Грозненских промыслах и нефтеперерабатывающих заводах в 1980-2000-е годы 159
3.8.1 Переработка нефтей в Грозном в 1980-2000 гг 160
3.8.2 Схема подготовки грозненской нефтесмеси к переработке в 1990-е годы 161
3.8.3 Разрушение нефтеперерабатывающего комплекса Чеченской Республики в 1995-2000-е годы 162
Глава IV. Исследования процесса обезвоживания и обессоливания грозненских нефтей с использованием нетрадиционных методов обработки в 2008-2014 гг 163
4.1 Обьекты исследования 163
4.2 Результаты исследования влияния добавок деэмульгаторов и отработанного масла в грозненские нефти на процесс их обессоливания 166
4.3 Результаты экспериментального исследования процесса обессоливания грозненских нефтей воздействием волновой обработки 170
4.4 Комбинирование термохимических методов и волновых воздействий для повышения эффективности обессоливания нефти 174
4.5 Принципиальная технологическая схема процесса обезвоживания и обессоливания нефти с блоком предварительной волновой обработки и дозированием добавки отработанного масла 177
Выводы 180
Список использованных источников 181
- Становление грозненских нефтепромыслов, промышленная добыча, обводненность грозненских нефтей и методы их обезвоживания на промыслах в период конца XIX в.-1920-е годы
- Обезвоживание нефтей на грозненских трубчатых установках
- Изучение влияние природных эмульгаторов на свойства эмульсий нефтей Чечено-Ингушетии
- Принципиальная технологическая схема процесса обезвоживания и обессоливания нефти с блоком предварительной волновой обработки и дозированием добавки отработанного масла
Введение к работе
Актуальность темы исследования
Исследование вопросов, связанных со становлением и развитием процессов обезвоживания и обессоливания грозненских нефтей, изучения особенностей грозненских нефтей и их эмульсий, подбора методов и необходимого оборудования для их подготовки к переработке, изучение во времени методов подготовки нефтей на грозненских заводах в зависимости от их физико-химических свойств, применяемых реагентов и деэмульгаторов, техники и оборудования, является актуальным для применения их в настоящее время в процессах обезвоживания и обессоливания нефтей на грозненских нефтепромыслах и в перспективе при восстановлении грозненской нефтеперерабатывающей промышленности с разработкой наиболее экономичного метода и технологической схемы подготовки нефти.
Обобщение, изучение и анализ в технико-историческом аспекте опыта становления и развития процесса подготовки нефти к переработке есть, несомненно, важная и актуальная задача, которая имеет большое значение в решении задач строительства нового современного грозненского нефтеперерабатывающего завода.
Цель и задачи
Целью данной работы является проведение историко-технического анализа эволюции грозненских нефтей на предмет их эмульсионности и применения различных методов разрушения их эмульсий, обезвоживания и обессоливания для воссоздания целостной исторической картины развития процессов подготовки грозненских и давальческих нефтей для переработки их на грозненских нефтеперерабатывающих заводах за период с начала становления переработки грозненской нефти на кубе бр. Дубининых и до разрушения нефтяного комплекса Чеченской Республики в 1995-2000 гг.
В связи с этим в настоящей работе были поставлены задачи:
- проанализировать и обобщить фактический материал по истории
становления и развития процессов подготовки нефтей к переработке на
грозненских НПЗ;
воссоздать историческую картину развития техники и технологий процесса подготовки нефтей на грозненских НПЗ и установить основные этапы их становления и развития;
восстановить имена инженерно-технических работников, рабочих, ученых, внесших значительный вклад в развитие процессов подготовки нефтей в Грозном;
исследовать процесс обезвоживания грозненских нефтей с применением обработок магнитными и ультразвуковыми полями, добавками деэмульгаторов, отработанного масла.
Научная новизна
Впервые проведено историко-техническое исследование становления и развития техники и технологии подготовки грозненских и давальческих нефтей для переработки на грозненских НПЗ, начиная с начала становления переработки грозненской нефти и до настоящего времени, систематизированы и восстановлены многие факты и материалы, позволяющие воссоздать целостную историческую
картину развития техники и технологии подготовки нефтей к переработке на грозненских НПЗ.
Методы исследований
Поставленные в данной работе цели достигались на основе изучения широкого спектра печатных и электронных источников, результатов исследований грозненских и отечественных ученых, архивных материалов из Центрального государственного архива Чеченской Республики, журнальных и газетных статей, статистических сборников, трудов ГрозНИИ и других материалов.
Практическая значимость работы
Практическая значимость работы состоит в том, что основные положения и результаты работ диссертации применены при разработке «Научной концепции развития нефтеперерабатывающего комплекса ЧР» и при разработке технических предложений на проектирование установки подготовки грозненской нефти к переработке на планируемом к восстановлению Грозненском нефтеперерабатывающем комплексе ЧР.
Материалы диссертационной работы могут быть использованы при создании обобщающих историко-технических документов, посвященных процессам подготовки нефтей к переработке на грозненских и других НПЗ страны. Отдельные главы работы используются в учебном процессе для подготовки магистров в ФГБОУ ВО «Грозненский государственный нефтяной технический университет» по направлению «Химическая технология» по дисциплинам «Химическая технология топлив и углеродных материалов» и «Проектирование предприятий отрасли».
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: первой Всероссийской научно-практической конференции «Возрождение и перспективы развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности Чеченской Республики» (г. Туапсе, 2008 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Наука, образование и производство», посвященной 95-летию со дня рождения академика М.Д. Миллион-щикова (г. Грозный, 2008 г.); IV-й международной научно-технической конференции «Глубокая перера-ботка нефтяных и дисперсных систем» (г. Москва, 2008 г.); ежегодных международных конфе-ренциях «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук (г. Уфа, 2010г., 2014 г.); международной конференции «Инновационные технологии в производстве, науке и образовании: юбилейная международная научно-практическая конференция (г. Грозный, 2010 г.); X-й всероссийской научно-технической конференции «Приоритетные направления развития науки и технологий» (г. Тула, 2011 г.); III-й всероссийской научно-методической конференции, посвященной 100-летию проф., д.х.н. Дорогочинского А.З. (2012 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли» (г. Ставрополь, 2014 г.); V-й международной конференции «Горное, нефтяное, геологическое и геоэкологическое образование в XXI веке» (г. Москва: РУДН, 2010 г.); ежегодных международных научно-практических конференциях «Нефтепереработка-2010, 2014, 2015, 2017» (г. Уфа, 2010-2017 гг.); международной конференции
«Теоретические и прикладные проблемы науки и образования в 21 веке» (г. Тамбов, 31 января 2012 г.); the international research practice conference «European Science and Technology» (Wiesbaden, Germany January 31st 2012); XXX-й международной научно-технической конференции «Фундаментальные и прикладные исследования: проблемы и результаты», посвященной 100-летию ФГБОУ ВО «ГГНТУ» (г. Грозный, ноябрь 2017 г.); международной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химической технологии и нефтяного дела (г. Уфа, 2017 г); международной научно-практической конференции «Экологические проблемы строительной и нефтегазовой отраслей промышленности» (г. Уфа, 2017 г.).
Публикации
Результаты диссертационного исследования опубликованы в 41 научных трудах, в том числе в одной монографии и в главе одной коллективной монографии, 1 патенте и 10 статьях в журналах в соответствии с перечнем, рекомендованном для публикаций ВАК Минобразования и науки РФ, в статьях в других журналах и материалах конференций.
Структура диссертации
Содержание работы изложено на 189 листах машинописного текста, содержит 59 таблиц, 62 рисунков. Список литературы включает 188 наименований.
Работа выполнена при финансовой поддержке Минобрнауки РФ в рамках соглашения 14.577.21.0209, уникальный идентификатор соглашения RFMEFI57716X0209.
Становление грозненских нефтепромыслов, промышленная добыча, обводненность грозненских нефтей и методы их обезвоживания на промыслах в период конца XIX в.-1920-е годы
На грозненских нефтеперерабатывающих заводах в период конца XIX в.- 20-е годы ХХ века в основном перерабатывались нефти, добываемые на Старых и Новых грозненских нефтепромыслах.
Первые грозненские нефтепромыслы возникли в начале XIX в. вокруг Мамакаевской и Грозненской групп нефтяных источников, находящихся в 10–15 верстах от крепости Грозной. Вода, попадавшая в нефть при ее вычерпывании из колодцев, удалялась механическим отстоем в каменных бассейнах, деревянных чанах и др. емкостях.
Разделение смеси воды с нефтью на две фазы достигалось самопроизвольно при отстаивании, так как при колодезной добыче нефти происходило образование весьма неустойчивых эмульсий, легко подающихся разрушению при отстое.
К 1890 г. в Грозненском регионе разрабатывались следующие нефтяные месторождения: Грозненское, Мамакаевское, Беноевское, Дылымовское, Чанты-Аргунское, Исти-Суйское, Вознесенское, Брагунское и др. (рисунок 1.3).
Нефти Старогрозненского района относились к типу метановых с удельным весом в пределах 0,840 - 0,910, имели чёрный цвет и низкую прозрачность. Выход керосина из них составлял 16 - 25%, бензина до 14% и лигроина до 5%. Эти нефти почти не давали соляровых и смазочных масел [6, 10, 14].
Данные о содержание воды в этих нефтях во времени не приводятся, за исключением того, что первый нефтяной фонтан грозненской нефти из скважины 1/1, начавший фонтанировать 6 октября 1893 г., содержал до 75 % сернистой воды, что говорит об ее значительной обводненности [1]. В следующее десятилетие 1908-1917 гг. площадь разработки грозненских месторождений увеличилась почти вдвое и соответственно увеличилась и добыча нефти. Период 1913 - 1917 гг. характеризуется наивысшим развитием добычи грозненской нефти.
В Старом районе в 1914 г. добыча нефти составила 87845 тыс. пудов, больше на 6905 тыс. пудов, чем за период 1893-1897 гг.
Общая добыча в Грозном за 1914 г. превысила 98,4 млн пудов, что больше, чем в 1913 г. на 24,7 млн пудов, или на 33,6 % (таблица 1.2).
Одним из богатейших месторождений Старогрозненской промысловой площади, являлась Соленая Балка, первая скважина на которой была заложена в целях разведки 29 января 1913 г. фирмой «Наследники В.Р. Максимова» [10]. 8 июня 1915 г. с глубины 505 саженей (1077,2 м) ударил фонтан нефти. К концу 1917 г. пять дошедших до нефти скважин: 24/137, 55/137, 54/147, 1/232 и 1/233 – также дали мощные фонтаны.
В промышленную разработку месторождение Соленая Балка вступило в 1925 г.
С начала эксплуатации в 1915 г. по 1 марта 1925 г. на Соленой Балке было добыто 184 774 тыс. пудов (3,03 млн. т) нефти.
Во всем Старогрозненском районе за время его разработки с 1893 г. было пробурено свыше 800 скважин. Из них до 1 марта 1925 г., т. е. за 31 год, было добыто около 1000 млн пудов нефти, в то время как из восьми скважин Соленой Балки добыто за какие-нибудь 377 месяце-скважин около 185 млн пудов, что составило 18,5 % добычи всего Старого района.
В конце марта 1919 г. в Соленой Балке случился пожар, во время которого выяснилось, что одна из скважин месторождения (скв. 1/232) давала громадное количество жидкости (около 700 тыс. пудов), имеющей в своем составе до 60 % воды.
Появление в скв. 1/232 в громадном количестве нефтяной эмульсии заставило опасаться обводнения всей Соленой Балки через эту скважину. После ликвидации пожара в мае 1919 г. скв. 1/232 была закрыта до июля 1922 г., и из-за опасности обводнения позже затрамбована [10]. Новогрозненские Промысла.
Увеличение добычи грозненской нефти в период 1913 - 1917 гг. в основном связано с разработкой Новогрозненского месторождения (Новых промыслов) на Новогрозненской площади [15].
Промышленная разработка Новогрозненского месторождения началась 27.01.1913 г., когда с глубины 262 сажени (558,9 м) ударил фонтан безводной нефти. За 11 месяцев было получено 5933 тонны нефти. В конце 1913 г. Северо-Кавказским обществом на участке 56 из скважин №№1 и 2 были получены фонтаны, с начальным дебитом до 8000 пудов в сутки (131 т/сут.).
К 1 января 1915 г. было добыто свыше 10 млн. пудов нефти [10,15]. В 1916 г. Новогрозненские нефтепромыслы давали 51 млн пуд. нефти, т. е. 50 % общей добычи нефти в Грозненском районе.
24 ноября 1917 г. на Новых промыслах начался колоссальный пожар, который продолжался в течение полутора лет и уничтожил все оборудование и нефтехранилища месторождения. Во время пожара (ноябрь 1917 г. - май 1919 г.) только из XIII пласта выгорело свыше 1695 тыс. т нефти [10].
Добыча нефти в Новом районе была возобновлена в конце 1919 г. и достигла довоенного (1914 г.) уровня лишь в 1924 г. В добыче Новогрозненского района главную роль играла фонтанная нефть. В декабре 1923 г. добыча трех фонтанных скважин (2225 тыс. пуд/мес) составила 55,9 % общей добычи, в то время как 49 тартавшихся скважин дали лишь 44 % (1752 тыс. пуд/ мес).
По качеству добытая в Новом районе нефть разделялась на парафиновую (88,5 %) и беспарафиновую (11,5 %). Динамика добычи нефти в Новогрозненском районе показана в таблице 1.3 [10]. Обводненность нефти Новогрозненского района в разные годы добычи сильно различалась, от безводной нефти в 1913 г. до нефти с максимальной обводненностью 44,6 % в 1925 г. В период 1923- 1928 гг. (за искл. 1925 г) обводненность грозненских нефтей по Новому району находилась в пределах 25,7-39,9%.
Доля Новогрозненского района в общей валовой добыче нефти в Грозненском районе по программе 1928/29 операционного года превышала 84 % или 3,52 млн т.
При сравнениии добычи грозненской нефти (за 38 лет) по Старому району с начала эксплуатации в 1893 г. по 1 января 1931 г. и добычи по Новому району (за 18 лет) с начала эксплуатации в 1913 г. до 1 января 1931 г. видна значительная эффективность Новых Промыслов [10]. Так, за 38 лет по Старому району добыто 27,2 млн т, а по Новому за 18 лет – 22,9 млн т, при этом средняя добыча на одну скважину за все время эксплуатации по Старому району составила 2578 т, а по Новому - 13 816 т [15].
Добыча нефти по Новому району также несколько повышалась за счет собранной озерной нефти и за счет деэмульсации нефти из эмульсии, которую производили отстоем в прудах, амбарах, в резервуарах и специальных отстойниках.
В прудах или амбарах под влиянием длительного отстоя, нагрева солнцем, вода частично оседала, нефть всплывала и ее собирали. Этот примитивный метод не давал возможности собирать много нефти, и большая часть ее впитывалась в землю, терялась, и испарялась [16].
В тех случаях, когда вода легко отстаивалась от нефти, их разделение осуществляли в специальных отстойниках различных конструкций. Нефть направлялась в эти отстойники непосредственно из буровой. Здесь же происходило осаждение механических примесей (буровая грязь, песок), выносимых нефтью из скважины иногда в значительных количествах.
Простейший тип отстойника для отделения воды от нефти приведен на Рисунке 1.4 [17]. Нефть поступала через трубы а и в сначала в первый резервуар, в слой соленой воды, нагреваемый паровым змеевиком. Здесь происходило расслаивание, и нефть, постепенно собираясь, заполняла первый резервуар и через трубу с переливалась во второй резервуар, где происходило окончательное отстаивание и разделение. Нефть отводилась через верхнюю трубу m, вода и грязь, не отделившиеся в первом резервуаре, удалялись через сифон d и спуск n. Некоторые отстойники более совершенной конструкции во избежание потери легких фракций нефти устраивались герметичными.За 1917 г. имелись сведения о собранной из озер нефти Нового Района: в сентябре было собрано 193 300 пудов; в октябре 110 000 пудов, в ноябре 351 636 пудов. Всего за 1917 г. было собрано озерной нефти 655 936 пудов или 9 992 тонны.
Обезвоживание нефтей на грозненских трубчатых установках
На первой отечественной грозненской трубчатой установке, построенной в Грозном в декабре 1929 г., и на второй трубчатой установке, построенной в июне 1930 г. по конструкции проектного бюро Грознефти был установлен блок обезвоживания, в котором отстой воды от нефти происходил в отстойнике 3 (рисунок 2.17) [33].
Согласно схемы, разработанной бюро Грознефти, нефть насосом 1 подавалась в бензиновый пародистиллятный теплообменник 2, где нагревалась до 60C., затем поступала в отстойник 3 и, отделившись от воды, нефть направлялась на первичную переработку с получением на ректификационных колоннах фракций бензина, керосина, соляра и мазута.
Атмосферная трцбчатая установка системы Фостера–Виллера, построенная американской фирмой «Фостер-Виллер» для переработки грозненской парафинистой нефти, в августе 1930 г., включала блок обезвоживания, в который входили водогрязеотделители 9 [113,114]. Отстой нефти на атмосферной установке «Фостер-Виллера» осуществлялся по схеме, приведенной на Рисунке 2.18.
По схеме атмосферной установки Фостер-Виллера сырая нефть, предварительно подготовленная на нефтепромыслах, забиралась из резервуара сырьевым насосом 1 и прокачивалась через бензиновый пародистиллятный теплообменник 2, где предварительно нагревалась для лучшего отстоя от воды и грязи. Отстой нефти происходил в отстойнике-водогрязеотделителе 9, где отделялась вода и грязь.
Дальше обезвоженная нефть, пройдя последовательно соляровый пародистиллятный теплообменник 10 и жидкостный – мазутный теплообменник 12, поступала в конвекционную секцию печи 16атмосферного блока и далее на перегонку в атмосферную колонну 15. Отстой нефти на атмосферно-вакуумной установке «Фостер-Виллера», введенной в эксплуатацию в феврале 1931 г., осуществлялись по схеме, приведенной на рисунке 2.19 [115].
По этой схеме сырая холодная нефть забиралась из резервуара по 6-дм трубопроводу паровым насосом и прокачивалась через бензиновый пародистиллятный регенератор 1, где предварительно нагревалась для лучшего отстоя от воды и грязи.
Отстой нефти происходил в водогрязеотделителе под тем же давлением, что и на выкиде насоса, т.е. при 8-9 атм. Дальше обезвоженная нефть, пройдя последовательно соляровый пародистиллятный и два жидкостных - цилиндровый и гудронный теплообменники, поступала в конвекционную секцию печи атмосферного блока и далее направлялась на перегонку в колонны: атмосферную и затем вакуумную.
В январе 1934 г. установка Фостера-Виллера была переведена на переработку бакинской нефтесмеси, которая стала поступать на переработку в Грозный, начиная с 1933 г.
Бакинская нефть в отличие от грозненской характеризовалась высокой загрязненностью и обводненностью, наличием стойких эмульсий и высоким процентом зольности. Освоение переработки бакинской нефти на установке «Фостер-Виллера», как и на других грозненских установках, проходило со сложностями.
Соответственно установка «Фостер-Виллера» грозненскими нефтетехнологами была усовершенствована для переработки бакинской нефтесмеси. Для лучшего обезвоживания бакинской нефтесмеси, в схеме установки было увеличено количество отстойников-водогрязеотделителей.
Установка фирмы «Пинч» была закуплена в 1930 г. для первичной перегонки грозненской парафинистой нефти и установлена на заводе № 2 цеха № 1 треста Грознефти [104, 129, 130]. В проектной схеме установки отсутствовал блок обезвоживания. Отстой нефти осуществлялся в резервуарах, установленных на промыслах и в сырьевом парке нефтеперегонного завода.
Для совершенствования подготовки нефти к переработке на установке Пинч было проведено в период 26-30.01.1935 г. ее обследование, на основании которого изменена технологическая схема установки с установкой водогрязеотделителей (рисунок 2.20).
Нефть из резервуара подавалась паровым насосом в керосиновый регенератор 1, затем проходила водогрязеотделитель и два мазутных резервуара 3, затем поступала в два параллельно работающих водоотстойника 2. В линию водогрязеотделителей 2 врезалась горячая струя нефти из печей. Дальше нефть проходила третий мазутный регенератор 3 и поступала в предварительный эвапоратор 4, из которого далее направлялась на блок колонн длявыделения соляровых, керосиновых, лигроиновых и мазутных фракций.
Установка фирмы Бормана была построена в Грозном в 1930 г. [116, 117].
Для нормального осуществления процесса первичной перегонки грозненская нефть на установке фирпмы Бормана предварительно подвергалась обезвоживанию за счет отстоя в отстойниках. Для подачи холодной нефти в регенерационную часть установки Бормана служили 2 двухцилиндровых паровых насоса. Рабочее давление, развиваемое насосами, достигало 7-7,5 атм. При работе установки с расчетной производительностью 1000 т/сут, при небольшом содержании в нефти воды и умеренной температуре всасываемой нефти в среднем 1200С насосы работали удовлетворительно.
При более высокой температуре нефти или большем содержании в ней воды, в насосах появлялся сильный стук, а потом и вовсе прекращалась подача нефти. Предупредительной мерой в этих случаях служило искусственное охлаждение приемной трубы путем впуска холодной воды в канаву, где проходили трубы. Такое охлаждение нефти, которая вновь должна была быть нагрета в печи, вызывало лишний расход топлива. Поэтому установка системы Бормана была дооборудована блоком обезвоживания, включающим резевуар для хранения и отстоя нефти с промыслов и отстойники-подогреватели, в которых нефть перед подачей на печи и колонны подвергалась отстою от воды, грязи и механических примесей.
Технологическая схема узла обезвоживания установки «Баджер», построенной в Грозном в середине 1931 г., приведена на Рисунке 2.21 [115].
Изучение влияние природных эмульгаторов на свойства эмульсий нефтей Чечено-Ингушетии
Исследованиями ГрозНИИ под руководством Хабибуллиной Р.К., Петрова А.А., Байбурского Л.А. в 1970-е годы было установлено влияние природных эмульгаторов на свойства эмульсий нефтей Чечено-Ингушетии и разработаны методы их подготовки [159].
Ранее проведенными исследованиями (1960-1965 гг.) было установлено, что одним из факторов, определяющих стойкость нефтяной эмульсии, является механическая прочность защитных слоев на поверхности капель эмульгированной воды [160]. Прочность слоя зависела от состава и свойств эмульгаторов, адсорбированных на нефтеводной поверхности раздела фаз. В период 1970-1975гг. были разработаны различные методы извлечения эмульгаторов как из нефтей, так и из их эмульсий [161-167].
Авторами [159] для выделения и изучения природных стабилизаторов эмульсий нефтей ЧИАССР с целью дальнейшей разработки квалифицированной их подготовки были использованы методы института Гипровостокнефть [166,167].
Метод извлечения фактических стабилизаторов [167] заключался в концентрировании эмульсии путем центрифугирования, отмывке ее от нефтяной прослойки и последующем разрушении под действием деэмульгатора. В результате разрушения эмульсии стабилизаторы, адсорбированные на нефтеводной границе фаз, выделялись в свободном виде. Затем они подвергались экстракционному разделению на составляющие компоненты - парафин (фракция I), смолы (фракция II) и асфальтены (фракция III).
На основании результатов исследований потенциальных (суммарных) эмульгаторов, выделенных из нефтей, и фактических стабилизаторов, выделенных из их эмульсий, нефти ЧИАССР были разделены на 3 группы [159].
К первой группе были отнесены нефти, по своему характеру и природе стабилизаторов образующие малоустойчивые эмульсии, т.е. легкоразрушающиеся; ко второй — нефти, образующие эмульсии средней устойчивости или стойкие; в третью группу вошли нефти, образующие агрегативно устойчивые эмульсии (аномально устойчивые).
Основные физико-химические свойства представителей каждой группы нефтей, их стабилизаторов и составляющих компонентов стабилизаторов приведены в Таблице 3.12.
С учетом характера эмульсий нефтей Чечено-Ингушетии были разработаны в условиях нефтепромысла оптимальные параметры их обезвоживания.
В основу промысловой подготовки нефтей ЧИАССР был положен способ, позволяющий в целях деэмульсации использовать естественное тепло добываемой нефти, не прибегая к дополнительному нагреванию эмульсии. Целесообразность этого способа определялась тем, что большинство нефтей, добываемых фонтанным способом, имели высокую естественную температуру.
Исследования по разработке оптимальных условий обезвоживания были проведены на передвижной пилотной деэмульсационной установке ГрозНИИ, схема которой приведена на Рисунке 3.9.
Технологическая схема работы установки заключалась в следующем. Нефть из промыслового нефтепровода под давлением 16-20 ати направлялась через смеситель 1, где она смешивалась с деэмульгатором (дисольваном 4411), в газосепаратор 2. Частично разгазированная нефть по стояку направлялась в нефтеотстойник 3, смонтированный вертикально в одном аппарате с газосепаратором. Стояк заканчивался крестовиной, имеющей отверстия для выхода нефти под слой пластовой воды.
Такой ввод сырья способствовал равномерному распределению нефти и лучшему отделению капель диспергированной воды. Обезвоженная нефть из верхней части нефтеотстойника направлялась в емкость обработанной нефти 4. Вода, накапливающаяся внизу отстойника, дренировалась периодически в приемник для воды 5.
Итоги исследований ГрозНИИ приведены в Таблице 3.13. Эти результаты показывают, что эмульсия хаян-кортовской нефти, по своей природе малоустойчивая, легко подвергалась разрушению даже без подачи деэмульгатора (опыты 1-3). Оптимальными условиями для обезвоживания данной нефти до требований ГОСТ 9965-62 являлись: температура нефти в аппарате — 50-60С, что обеспечивалось естественным теплом добываемой нефти; время отстоя 30 мин; расход деэмульгатора 10-20 г/г.
Обезвоживание смеси малгобекской и ахловской нефтей до требуемых кондиций достигалось только при значительном расходе деэмульгатора — 80 г/т (опыт 13). При этом время отстоя нефти в аппарате составляло 1 час, температура 60С. Такое поведение нефтесмеси в процессе деэмульсации соответствовало асфальтено-смолистому характеру ее стабилизатора (таблица 3.12).
Малгобекская нефть по своей природе и характеру ее стабилизаторов образовывала эмульсию менее устойчивую по сравнению с нефтесмесью (таблица 3.12), поэтому и режим деэмульсации ее был насколько мягче; время отстоя 30 мин, расход деэмулъгатора 30-40 г/т, температура 60С.
Таким образом, для разрушения эмульсии нефти с парафиновым типом стабилизатора и незначительной величиной его адсорбции (эмульсия хаян-кортовской нефти) было достаточно одного нагрева, а в крайнем случае и незначительного расхода деэмульгатора. С повышением величины адсорбции стабилизатора (эмульсия малгобекской нефти), кроме нагрева в процессе деэмульсации, требовался более высокий расход деэмульгатора. И, наконец, для разрушения эмульсии нефтесмеси малгобекской и ахловской, в стабилизаторах которой преобладали асфальтено-смолистые вещества ( 50%), был необходим значительный расход деэмульгатора и более длительный отстой нефти в аппарате.
Таким образом, в результате проведенных исследований была обнаружена зависимость условий обезвоживания нефтяных эмульсий ЧИАССР от характера их природных стабилизаторов Нефти Чечено-Ингушетии с парафиновым типом стабилизатора и незначительной величиной его адсорбции обезвоживались в условиях нефтепромысла внефтеотстойниках, работающих под давлением, при температуре 50-60С, времени отстоя 30 мин и расходе деэмульгатора 10 г/г.
С увеличением общей адсорбции стабилизатора увеличивался и расход деэмульгатора. Эмульсии нефтей, в стабилизаторах которых преобладали асфальтено-смолистые вещества, обезвоживались только при значительном расходе высокоэффективного деэмульгатора ( 80 г/т) со временем отстоя не менее 1 часа при температуре не ниже 60С.
Были также проведены исследования влияния природных эмульгаторов на свойства эмульсионных нефтей Чечено-Ингушетии: Малгобек-Вознесенского, Северо-Малгобекского и Северо-Вознесеновского месторождений (таблица 3.14) [168].
Как следует из Таблицы 3.13, нефти обладали высокой эмульгирующей способностью – могли эмульгировать с образованием агрегативно-устойчивой эмульсии более двух объемов воды на один объем нефти даже при высоких температурах (60-800С).
Стабилизаторы эмульсий северомалгобекской и северовознесенской нефтей имели при высоких температурах (60-800С) смешанный тип (таблица 3.15).
Нефти Северо-Малгобекского и Северо-Вознесенского месторождений были более тяжелые и смолистые, со значительным содержанием парафина.
Нефть Малгобек-Вознесенского месторождения характеризовалась малой плотностью и вязкостью, низким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ и значительным содержанием светлых фракций. Эта нефть обладала низкой эмульгирующей способностью.
Принципиальная технологическая схема процесса обезвоживания и обессоливания нефти с блоком предварительной волновой обработки и дозированием добавки отработанного масла
Как было установлено в настоящих исследованиях, при комбинировании термохимических методов, добавок отработанного масла и волновых воздействий удавалось значительно улучшить процесс обессоливания сырых нефтей. Глубже всего обессоливание проходило при обработке нефти ультразвуком, магнитным полем (0,15 Тл), с добавлением деэмульгатора Геркулес (25 ppm) и отработанного масла в количестве 1,5 %. Остаточное содержание хлористых солей в этом варианте обработки составляло 0,2 мг/дм3.
На основании проведённых исследований по комбинированному влиянию термохимических и волновых методов на процесс обессоливания нефти нами была разработана технологическая схема с блоком предварительной волновой обработки и дозирования добавки отработанного масла.
В результате лабораторных и пилотных исследований на пилотной установке, и расчетной проработки усовершенствованной технологической схемы процесса подготовки нефти были получены предварительные результаты [187,188], показывающие уменьшение коррозионной активности оборудования за счет снижения содержания хлористых солей и механических примесей, снижение нагрузки на технологическое оборудование и уменьшение затрат на транспорт обезвоженной нефти к нефтеперерабатывающему предприятию. За счет совершенствования процесса обезвоживания и обессоливания нефти на промыслах улучшалась подготовка парафинистой нефти к переработке на заводе. На Рисунках 4.13 и 4.14 приведены типовая и модернизированная принципиальная технологическая схема процесса первичной подготовки нефти с целью глубокого обессоливания.
По модернизированной технологической схеме процесс подготовки грозненской нефти к переработке осуществляется следующим образом. Обессоленная и очищенная от механических примесей на промыслах грозненская нефть сырьевым насосом 1 прокачивается через теплообменник 2, где нагрев нефти происходит за счет тепла фракций с блока АТ.
В поток нагретой до 1200 С нефти насосом–дозатором 3 поочередно вводятся деэмульгатор, раствор щелочи и раствор отработанного масла, в зависимости от расхода подаваемой на обессоливание нефти. Перед поступлением в электродегидратор сырьевая смесь предварительно подвергается магнитной обработке в магнетизаторе 4, в котором происходит упорядочивание молекул дисперсных частиц для четкого расслоения эмульсии.
Омагниченная нефть дополнительно подвергается воздействию электрического поля в электродегидраторе 5, где происходит разделение нефти и воды. Спуск воды из электродегидратора осуществляется через регулирующий клапан с низа аппарата, а с верха забираются углеводородные газы.
Обезвоженная и обессоленная нефть с электродегидратора подается в блок АТ, предварительно подвергаясь нагреву в теплообменнике 6.
Нагретая нефть затем смешивается с отработанным маслом и подвергается магнитной обработке в магнетизаторе 7. Подготовленную таким образом нефть направляют в ректификационную колонну 8, где разделяют ее на у/в газы, легкий бензин и полуотбензиненную нефть.