Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Основные направления совершенствования процессов подготовки углеводородного сырья к переработке
1.1 Краткая характеристика Астраханского газа и газоконденсата 8
1.2 Анализ существующих технологических схем переработки газоконденсата на различных предприятиях
1.3 Ингибиторы коррозии 20
1.4. Образование эмульсий 25
1.4.1 Методы разрушения водонефтяных эмульсий 30
1.5 Деэмульгаторы 32
1.6 Общие сведенияо газовых гидратах 35
Глава II. Экспериментальная часть
2.1 Анализ работы установки процесса стабилизации Астраханского газоконденсата
2.2 Изучение влияния подачи промывной воды в электрообессоливатель на качество стабильного газоконденсата
2.3 Исследования технологических свойств ингибиторов коррозии "Додиген-4482-1" и"Аминкор-2м 59
2.3.1 Исследование влияния ингибиторов коррозии «Додиген-4482-1» «Аминкор-2» на эмульсеобразование в системе стабильный конденсат: вода
2.3.2 Исследование влияния ингибитора коррозии «Додиген-4482-1» на эмульсеобразозание смесей, состоящих из нестабильного конденсата и пластовой воды 64
2.4 Изучение влияния ингибиторов коррозии «Додиген-4432-1» и «Аминкор-2» на вспенивание водных растворов диэтаноламина (ДЭА) 67
2.5 Выбор деэмульгаторов для разделения эмульсий смеси вода 72
2.6 Исследование влияния деэмульгаторов на разрушение эмульсий конденсат: вода
2.7 Разработка метода механического разрушения эмульсий 85
Глава III. Разработка методов повышения качества процесса электрообессоливания газоконденсата на АГПЗ
3.1 Изучение опыта работы установок электрообессоливания нефти и газо конденсата
3.2 Анализ эффективности работы установки ЭЛОУ АГПЗ по различным схемам осуществления процесса
3.3 Определение минимального расхода воды при противоточной схеме ее подачи на вторую ступень обессоливания „,
3.4 Разработка технических решений по модернизации технологической схемы ЭЛОУ АГПЗ и сокращению расхода пресной воды на промывку 102
3.5 Разработка схемы с многократным использованием промывной воды при обессоливании газо конденсата на АГПЗ
3.6 Изучение влияния повышения качества стабильного конденсата на эксплуатационные характеристики катализаторов риформинга
Глава IV. Разработка методов извлечения стабильного конденсата без образования гидратов на АГПЗ 114
4.1. Влияние гидратообразования на технологический процесс
4.2. Способ извлечения стабильного конденсата без образования гидратов
1.3. Сущность способа извлечения стабильного конденсата без образования гидратов
Глава V. Технико-экономическая оценка эффективности внедрения процессов многократного использования промывной воды при обессоливании газоконденсата извлечения стабильного конденсата без образования гидратов
5.1. Расчет экономического эффекта от внедрения схемы многократного использования промывной воды при обессоливании газоконденсата 121
5.2 Расчет экономического эффекта от внедрения схемы извлечения стабильного конденсата без образования гидратов ^
Выводы 126
Литература 128
Приложения 140
- Анализ существующих технологических схем переработки газоконденсата на различных предприятиях
- Изучение влияния подачи промывной воды в электрообессоливатель на качество стабильного газоконденсата
- Изучение влияния ингибиторов коррозии «Додиген-4432-1» и «Аминкор-2» на вспенивание водных растворов диэтаноламина (ДЭА)
- Анализ эффективности работы установки ЭЛОУ АГПЗ по различным схемам осуществления процесса
Введение к работе
Тенденции в развитии производства топливно-энергетических ресурсов непосредственно связаны с развитием всего мирового хозяйства и соответственно с ростом численности населения и душевого потребления, конечных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР). Численность населения в настоящее время достигла 6 млрд. человек, а к 2030 году она составит 8,25 млрд. человек. В тоже время душевое потребление конечных ТЭР будет постоянно нарастать практически во всех регионах мира. В результате суммарное потребление конечной энергии в мире за ближайшие тридцать лет возрастет почти 1,5 раза.
В свою очередь удовлетворение потребностей в отдельных видах ТЭР определяется их конкурентоспособностью по отношению друг к другу. При этом конкурентоспособность того или иного ресурса на мировом рынке зависит от цен, которые в свою очередь складываются под влиянием затрат, связанных с их добычей, переработкой, транспортом, технологическими и экологическими качествами их использования.
Запасы топливно-энергетических ресурсов обеспечат потребности человека в них и на следующее столетие. Однако на обеспечение этих потребностей накладываются определенные ограничения экологического и экономического характера. Это, прежде всего, достаточно жесткие ограничение по эмиссии СОг в мире на уровне 1990 г., а также возникшие в последнее время трудности с планированием использования ядерной энергетики. Ужесточение экологических требований приводит к тому, что наиболее конкурентоспособным из всех видов первичных ТЭР является природный газ. Это связано с тем, что эмиссия СОг при сжигании газа ниже, чем при сжигании мазута и угля.
Таким образом, роль газа, как наиболее экологически чистого вида топлива, заметно возрастает и, по прогнозам экспертов, его доля в энергобалансе мира к середине XXI века может составить 28-30%,
Россия обладает самыми крупными промышленными запасами природного газа (около 40% от мировых) и занимает лидирующее место в мире по его добыче и экспорту. Оценка размеров прогнозных ресурсов газа в Восточной Сибири и Дальнем Востоке, на шельфах северных и восточных морей показывает, что Россия еще долгое время будет лидером в газовой отрасли мира.
На территории России значительная доля газоконденсатных месторождений содержит в составе пластовых газов сероводород и сероорганических соединения, без очистки от которых газ не может быть подан в систему магистральных газопроводов и потребителям.
Организация добычи газа на Оренбургском, а затем на Астраханском месторождениях, потребовала разработки технологий по очистке газа и конденсата от сероводорода, производству серы и доочистке хвостовых газов производства серы, а также очистке газа и конденсата от сероорганических соединений. В последние годы появилось множество новых технологических процессов переработки природных газов, в том числе очистка газа физическими абсорбентами, окислительными и микробиологическими методами, термическая и плазм охимическая диссоциация сероводорода, мембранные процессы газоразделения и т.д.
Возникновение газопереработки в бывшем СССР, как самостоятельной подотрасли, можно отнести к концу 60-х - начала 70-х годов, когда вводились в эксплуатацию Мубарекский ГПЗ (Узбекистан) и Оренбургский ГПЗ (Россия). В настоящее врем в России в составе газоперерабатывающей подотрасли ОАО «Газпром» кроме Оренбургского ГПЗ действуют Астраханский ГПЗ, Сосногорский ГПЗ, Сургутский завод стабилизации конденсата, Уренгойское Управление подготовки конденсата к транспорту. Перспективы дальнейшего развития газопереработки в России связаны с добычей углеводородного сырья на газоконденсатных месторождениях Надым-Пур-Тазовского района Тюменской области, освоением месторождений полуострова Ямал, Восточной Сибири, Якутии, района Прикаспия.
Целью настоящей работы является совершенствование технологии процесса стабилизации Астраханского газоконденсата. Подготовка углеводородного сырья к переработке начинается с обезвоживания и обессоливания нестабильного конденсата. От эффективности этого процесса в значительной мере зависит и качество получаемой из углеводородного сырья всей гаммы нефтепродуктов, и длительность межремонтного пробега технологических установок.
Весьма актуальной является задача не только достижения глубокого обессоливания поступающего на переработку газоконденсата, но и снижение затрат и минимальное воздействием на окружающую среду. В связи с повышенными требованиями к охране окружающей среды в настоящее время большое внимание уделяется совершенствованию технологии обессоливания, обеспечивающему максимальное удаление из газоконденсата хлоридов при минимальном потреблении пресной воды.
Кроме того, на газоперерабатывающих предприятиях при транспортировке конденсата весьма важна проблема разрушения гидратов. В нестабильном конденсате Астраханского газового комплекса содержание сероводорода выше, чем на других месторождениях, поэтому проблема предупреждения образования гидратов стоит очень остро. Действительно, процессы гидратообразования приводят к неустойчивой работе установок, авариям и другим явлениям. Разработка способа получения стабильного конденсата без образования гидратов позволило улучшить работу установок стабилизации газового конденсата.
Анализ существующих технологических схем переработки газоконденсата на различных предприятиях
Поточные схемы различных ГПЗ отличаются перечнем используемых процессов, ассортиментом выпускаемой товарной продукции, но во всех случаях представляют самостоятельные комплексы, обеспечивающие не только переработку сырья до товарных продуктов, но и предусматривающие получение на месте всех основных реагентов - абсорбентов, хладагентов, теплоносителей и т.д.
Газовый конденсат с газ окон денсатных месторождений Вуктыльского геолого-экономического района после предварительной подготовки поступает на установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и транспортируется на Сосногорский ГПЗ на переработку (рис. 1.2). Часть стабильного конденсата является сырьем для производства автобензина по процессу цеоформинг, основанному на превращении низкооктановых изо- и нормальных парафинов, а также нафтенов в высокооктановые алканы и ароматические углеводороды в присутствии цеолитсодержащего катализатора типа пентасил [8,9]. В настоящее время на установке цеоформинг ежегодно перерабатывают 36-38 тыс. т стабильного конденсата в автобензин А-76 (Нормаль-80). Выход бензина составляет 22-24тыс. т/год.
К сожалению, существующая схема подготовки сырья, которое должно поступать в реакторный блок установки цеоформинг, далека от совершенства. Фракция стабильного конденсата, поступающего в реакторный блок, имеет высокую температуру конца кипения 175-180 С, что обусловлено невысокой четкостью фракционирования. Тяжелые углеводороды ускоряют процесс коксования катализатора, что приводит к снижению времени межцикловой работы катализатора и его срока службы. Невысокая концентрация нафтенов в сырье также ограничивает возможность производства высокооктановых бензинов с высоким выходом продукта [10].
Существующая на заводе схема переработки [6,7] имеет ряд недостатков, в частности, узкий ассортимент товарных продуктов, следствием чего является низкая эффективность всего производства. Кроме того, в последние годы в сырьевую базу завода вовлекаются газоконденсатные месторождения, содержащие не только конденсат, но и нефть нефтяных оторочек. Если в настоящее время доля нефти в перерабатываемом сырье составляет 6-8 масс.%, то по прогнозам на 2010-2015 гг. она должна увеличиться до 15-35 масс.%.
Увеличение содержания высокомолекулярных парафинов и смол в перерабатываемом сырье, ухудшает качество товарной продукции, прежде всего стабильного конденсата, а также приводит к образованию отложений парафина в технологическом оборудовании, трубопроводах, товарном парке и железнодорожных цистернах. Переработка высокопарафинистого сырья требует изменения существующей технологической схемы завода, в том числе проведение реконструкции установки стабилизации конденсата УСК-1 с более глубокой первичной переработкой, в частности, с выделением дополнительных дистиллятных фракций (бензиновая фракция, дизельное топливо) и обоснование мер по утилизации высокопарафинистого остатка. Газовый конденсат с газоконденсатных месторождений Вуктыльского геолого-экономического района после предварительной подготовки поступает на установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и транспортируется на завод на переработку Нестабильный газовый конденсат после УКПГ поступает на установку стабилизации УСК-1, где из него выделяют следующие товарные продукты: СПБТ (смесь пропан-бутана техническая) и стабильный конденсат [6,7]. В настоящее время на УСК-1 перерабатывается -300 тыс. т нестабильного конденсата с извлечением СПБТ -90 масс.%.
На основании проведенных физико-химических исследований образцов газового конденсата и много вариантных расчетов технологической схемы по программному комплексу расчетов "HYSIS" фирмы "HYDROTECH", было сделано технико-экономическое обоснование модернизации установки стабилизации конденсата УСК-1. В частности, была обоснована схема дооснащения существующей установки УСК-1 дополнительным ректификационным блоком для отделения бензиновой фракции, дизельного топлива и высокопарафинистого остатка.
Для реконструкции производства была принято решение о максимальном использования узлов и аппаратов существующей установки стабилизации конденсата, а также сохранения основных технологических характеристик. С целью более глубокого разделения сырья, в существующую технологическую схему вводится дополнительный блок ректификационного выделения высококипящих фракций стабильного конденсата - тяжелого остатка, в котором концентрируются характерные для нефтей высокомолекулярные парафины, смолы и асфальтены, являющиеся нежелательными компонентами товарной продукции. Наряду с отделением тяжелого остатка, в процессе дистилляции стабильных жидких углеводородов предполагается получение товарной продукции бензиновой фракции и дизельного топлива.
Существующее оборудование технологических линий Сосногорского ГПЗ предоставляет уникальную возможность утилизации высококипящих дистиллятных фракций, содержащих до 80 масс.% парафинов и обладающих высокой температурой плавления (иногда 50 С) в качестве сырья для производства низкодисперсного техуглерода П701 (N772).
Необходимо отметить, что коммерческая реализация высокопарафинистых фракций в качестве товарных продуктов затруднена или невозможна, особенно в регионах с недостаточно развитой транспортной и потребительской инфраструктурой. Проведенные исследования показали, что после завершения реконструкции УСК-1 количество остатка с температурой начала кипения н.к 300С составит 16 и - 40 тыс. т/год, соответственно на перерабатываемое сырье №1 и №2. На установке производства бензина из стабильного конденсата по процессу цеоформинг в качестве побочных продуктов также образуются параф инистые остатки, которые могут быть использованы в качестве сырья для производства техуглерода П701 (N772).
Изучение влияния подачи промывной воды в электрообессоливатель на качество стабильного газоконденсата
Изучено пенообразование водных растворов диэтан одами на в зависимости от количества введенных ингибиторов коррозии «Додиген-4432-1» и «Аминокор-2», а также от типа растворителя, используемого для приготовления растворов ингибиторов (табл. 2.11 и 2.12). Установлено, что введение ингибитора коррозии «Додиген-4482-1» растворенного в углеводородном конденсате, повышает пенообразование. Использование этилового спирта вместе углеводородного конденсата в качестве растворителя ингибитора коррозии «Додиген-4482-1» снимает проблему пенообразования. Однако в реальных условиях (на установке У172) одновременное присутствие углеводорода и ингибитора коррозии в растворах ДЭА всегда будут способствовать повышенному пенообразованиго. Из табл. 2.12 видно, что при введении ингибитора коррозии «Аминокор-2» в раствор ДЭА так же пенообразование, время гашения пены при этом расценивается как высокое. Следует заметить, что пенообразование вызывает как сам углеводородный конденсат, так и ингибиторы коррозии
Использование ингибитора коррозии «Аминкор-2» в спирте не приводит ни к повышенному пенообразованиго, ни к увеличению времени гашения пены. Однако при одновременном присутствии ингибиторов коррозии «Додиген-4482-1» или «Аминкор-2» и углеводородного конденсата в рабочих растворах ДЭА, следует ожидать увеличения пенообразования и времени гашения пены на У- 172. Как отмечалось ранее, проектом Астраханского газохимического комплекса предусмотрена совместная подача с промысла на завод газа, конденсата и воды по единому трубопроводу. Разделение смеси осуществляется на установке сепарации АГГТЗ - У171. Такая схема на отечественных ГПЗ применена впервые. Она позволяет упростить первичную обработку пластовой смеси на промысле, сократить количество трубопроводов промысел - завод. Однако, при этом существенно возрастает роль установки сепарации, которая должна обеспечить качественное разделение смеси (рис. 2.2). гаїкУ-14] Конструктивно У171 [83] выполнена в виде двух горизонтальных сепараторов — B0I и В02, Назначение B0I — улавливание жидкостных пробок; В02 - собственно 3-х фазный сепаратор, снабженный колонной C0I с 5-ю колпачковыми тарелками. Объем B0I - 89 м (диаметр вн- 2212 мм, полная длина - 24 м), объем В02 - 64 м3 (диаметр вн -2768 мм, полная длина - 11,7 м).
В процессе эксплуатации АГПЗ выявился ряд проблем, связанных с работой УІ71. Основные из них: неудовлетворительное разделение газа и жидкости (что приводит к неустойчивой работе установок аминовой очистки УІ72) и образование эмульсии в жидкой фазе (что нарушает режим работы установки УІ20). По нашему мнению, причиной последнего являются ингибиторы коррозии, поступающие вместе с пластовой смесью с промысла. Очевидно также, что эмульсия может быть причиной плохого разделения газа и жидкости.
Если принять проектную производительность одной нитки УІ7І, то за час через систему проходит 215 тыс. м3 газа и 182,5 м3 жидкости (см. таблицу 2.13). Время пребывания жидкости при этом составит (без учета жидкостных пробок): в ВОГ — 15 мин, в В02-10 мин. Фактическое количество конденсата ниже и оценивается цифрой -0,26 л/м3 газа. В связи с этим ориентировочное время пребывания жидкости составит (при условии заполнения В01 и В02 на 50%): в В01 - 40 мин., в В02 - 30 мин. Следовательно, эффективность разделения смеси конденсат - вода на УІ7І в вышеуказанных временных рамках будет зависеть от характеристики эмульсии, образованной этой смесью в присутствии ингибитора коррозии (в настоящей работе не рассматриваются конструктивные особенности УІ7І). Целью настоящей работы являлась оценка влияния ингибиторов коррозии на образование и стойкость эмульсий конденсат — вода. Ингибиторы коррозии широко применяются на промысле для защиты технологического оборудования и трубопроводов. При этом технология ингибирования предусматривает предварительное ингибирование, периодическое и непрерывное. Технологическим регламентом на стадии непрерывного ингибирования (в период эксплуатации) предписывается: для защиты насоснокомпрессорных труб постоянная подача ингибитора составляет-Юл на 1 млн. м газа; для защиты газоконденсатопровода - 6 л на 1млн. м газа. При этом концентрация ингибитора в жидкости на входе на У 171 должна находиться в пределах 8 — 40 мг/л. По данным ЮЖНИИгипрогаза общий расход ингибитора коррозии для промысла составляет 510 т/год в первый год эксплуатации и 125 т/год в последующие годы. Очевидно, что по мере изнашивания оборудования и трубопроводов эти величины будут возрастать.
Изучение влияния ингибиторов коррозии «Додиген-4432-1» и «Аминкор-2» на вспенивание водных растворов диэтаноламина (ДЭА)
Как отмечалось ранее, проектом Астраханского газохимического комплекса предусмотрена совместная подача с промысла на завод газа, конденсата и воды по единому трубопроводу. Разделение смеси осуществляется на установке сепарации АГГТЗ - У171. Такая схема на отечественных ГПЗ применена впервые. Конструктивно У171 [83] выполнена в виде двух горизонтальных сепараторов — B0I и В02, Назначение B0I — улавливание жидкостных пробок; В02 - собственно 3-х фазный сепаратор, снабженный колонной C0I с 5-ю колпачковыми тарелками. Объем B0I - 89 м (диаметр вн- 2212 мм, полная длина - 24 м), объем В02 - 64 м3 (диаметр вн -2768 мм, полная длина - 11,7 м).
В процессе эксплуатации АГПЗ выявился ряд проблем, связанных с работой УІ71. Основные из них: неудовлетворительное разделение газа и жидкости (что приводит к неустойчивой работе установок аминовой очистки УІ72) и образование эмульсии в жидкой фазе (что нарушает режим работы установки УІ20). По нашему мнению, причиной последнего являются ингибиторы коррозии, поступающие вместе с пластовой смесью с промысла. Очевидно также, что эмульсия может быть причиной плохого разделения газа и жидкости.
Если принять проектную производительность одной нитки УІ7І, то за час через систему проходит 215 тыс. м3 газа и 182,5 м3 жидкости (см. таблицу 2.13). Время пребывания жидкости при этом составит (без учета жидкостных пробок): в ВОГ — 15 мин, в В02-10 мин. Фактическое количество конденсата ниже и оценивается цифрой -0,26 л/м3 газа. В связи с этим ориентировочное время пребывания жидкости составит (при условии заполнения В01 и В02 на 50%): в В01 - 40 мин., в В02 - 30 мин. Следовательно, эффективность разделения смеси конденсат - вода на УІ7І в вышеуказанных временных рамках будет зависеть от характеристики эмульсии, образованной этой смесью в присутствии ингибитора коррозии (в настоящей работе не рассматриваются конструктивные особенности УІ7І). Целью настоящей работы являлась оценка влияния ингибиторов коррозии на образование и стойкость эмульсий конденсат — вода. Ингибиторы коррозии широко применяются на промысле для защиты технологического оборудования и трубопроводов. При этом технология ингибирования предусматривает предварительное ингибирование, периодическое и непрерывное. Технологическим регламентом на стадии непрерывного ингибирования (в период эксплуатации) предписывается: для защиты насоснокомпрессорных труб постоянная подача ингибитора составляет-Юл на 1 млн. м газа; для защиты газоконденсатопровода - 6 л на 1млн. м газа. При этом концентрация ингибитора в жидкости на входе на У 171 должна находиться в пределах 8 — 40 мг/л. По данным ЮЖНИИгипрогаза общий расход ингибитора коррозии для промысла составляет 510 т/год в первый год эксплуатации и 125 т/год в последующие годы. Очевидно, что по мере изнашивания оборудования и трубопроводов эти величины будут возрастать.
Оценка эмульгирующей способности ингибиторов коррозии производилась в соответствии с «Методическими указаниями по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности», разработанной ВНИИГАЗ и утвержденной Мингазпромом 18.04.1979г. Испытания проводились в стеклянном градуированном цилиндре с мешалкой. В течение 10 мин смесь керосин - 20%-ный водный раствор NAC1 (соотношение 1:1), содержащая ингибитор, интенсивно перемешивается, после чего фиксируется время полного расслаивания смеси. Ингибиторы использовались в виде 1,25 % раствора в керосине или этаноле. Деэмульгаторы также испытывали по этой методике. Ингибиторы «Виско» и «Сепакор» образуют устойчивую эмульсию, после разрушения которой нижний водный слой длительное время остается мутным, что свидетельствует об остаточном содержании ингибитора или керосина в нижней фазе. Устойчивость эмульсии зависит от концентрации ингибитора: время полного разрушения ее составляет 1-5 мин при концентрации ингибитора 50 мг/л керосина и 3-15 мин при концентрации 100 мг/л При этом наибольшей устойчивостью характеризуется эмульсия типа керосин в воде (далее - К/В);
Ингибитор «Секангаз» образует менее стойкую эмульсию. При этом наибольшей устойчивостью обладает эмульсия типа вода в керосине; «Додиген 180» по своим показателям близок к «Сепакору» наиболее устойчивой также является эмульсия К/В. «Додиген 481» и 1481 ведут себя аналогично ингибитору «Секангаз». В отличие от них « Додиген 4482» образует очень нестойкую эмульсию, что объясняется наличием в его составе деэмульгатора. Время разрушения эмульсии от 45 сек. до 3 мин. при изменении концентрации ингибитора 50-300 мг/л. Ингибиторы «Аминкор - 2», «Инкоракс М-1», «Инкоракс М - 9», «Инкоракс - трета» - практически не образуют эмульсии. Время ее разрушения 10-38 сек. при изменении концентрации ингибитора от 50 до 300 мг/л, что меньше «чистой» системы керосин — вода.
Анализ эффективности работы установки ЭЛОУ АГПЗ по различным схемам осуществления процесса
Проведенные ранее лабораторные исследования стабильного конденсата показали: 1) в конденсате Астраханского ГПЗ сосредоточено незначительное количество эмульгированной (пластовой) воды (0,01-0,03 %об.). Стандартным методом определения содержания воды віл нефтепродукта (ГОСТ 2477) зачастую не удается получить значимого результата. Содержание воды по этому методу менее 0,03% масс, принято считать следами; 2) содержание хлоридов в конденсате до ЭЛОУ составляет 1,5-4 мг/л. Это означает, что при минимальном содержании эмульгированной воды в конденсате (на уровне 0,01-0,03% об.) концентрация хлоридов в эмульгированной воде значительна и находится на уровне С = 5000 -40000 мг/л (для сравнения: концентрация хлоридов в эмульгированной воде западно-сибирской нефти, перерабатываемой ПО «Киришнефте-оргсинтез», равна 20 000 - 40 000 мг/л). 3) содержание хлоридов в солестоках, выводимых с установки ЭЛОУ АГПЗ, составляет 80-800 мг/л, а зачастую не превышает 300 мг/л [99], что значительно ниже солености солестоков, наблюдаемой при обессоливании обычных нефтей (3000-7000 мг/л). Таким образом, при минимальном количестве воды, эмульгированной в астраханском газовом конденсате, концентрация хлоридов в ней значительна и сопоставима с этими значениями для нефтей. Обессоливание конденсата с таким содержанием хлоридов необходимо с точки зрения предотвращения коррозии оборудования и поддержания стабильного режима эксплуатации установок производства по переработке стабильного конденсата.
Тем не менее, необходимо отметить, что солевые стоки с низким содержанием хлоридов (что наблюдается при действующей схеме) не рационально выводить с установки, эту воду допустимо и желательно использовать для повторной промывки конденсата. По действующим требованиям к качеству промывной воды, подаваемой на последнюю ступень обессоливания, содержание хлоридов в ней регламентировано до 300 мг/л, т.е. солевые стоки по действующей схеме ЭЛОУ АГПЗ возможно возвращать не только на первую, но и на вторую ступени обессоливания. На первом этапе исследований представлялось интересным определить минимальный расход промывочной воды, необходимый для достижения заданной степени обессоливания, и сравнить его с фактическим значением. Исходными данными для расчета являлись: - содержание хлоридов в стабильном конденсате до и после ЭЛОУ: S вх — 4 мг/л; S(2)n[,ix = 2,6 мг/л; содержание хлоридов в пластовой воде: С0 = 20000 мг/л; содержание эмульгированной воды в конденсате до и после ЭЛОУ: WDX = \ 2)вм : = 0,02% об. (результаты получены по данным лабораторного анализа проб конденсата и пластовой воды, отобранных в августе 2003 г.); - фактический расход воды на промывку \Уфакг. = 1,71% об. (рассчитан по данным режимных листов за август 2003 г.). Были приняты следующие допущения: 1) в конденсате нет кристаллических солей, т.е. все хлориды растворены в воде, эмульгированной в конденсате; 2) при перемешивании достигается полное выравнивание солености всех капелек воды; 3) глубина обезвоживания конденсата на всех ступенях одинакова (W(1)BL,1S = W(2)Bb1!i ), после каждой из них в конденсате остается 0,02% об. воды.
Таким образом, фактически по действующей схеме на промывку затрачивается в 7 раз больше воды, чем это требуется из условия идеального смешения всех капель (W,j,aKT, / W(2)np = 1,71 / 0,24 7,1). Из вышесказанного следует, что при соблюдении условий хорошей турбулизации промывочной воды, использовании высокоэффективных деэмульгаторов и выдерживании рационального температурного режима обессоливания и обезвоживания количество пресной воды, подаваемой на промывку по действующей схеме, может быть снижено в 5-7 раз.
Добиться такого максимального снижения расхода промывной воды практически не представляется возможным, что связано со значительными трудностями создания условий для полного перемешивания всех капель. В действительности капли пластовой воды плохо коалесцируют с промывочной водой из-за бронирующих оболочек, образованных различными поверхностно-активными веществами, содержащимися в конденсате (микрокристаллы высокомолекулярных парафинов и церезинов; глина и песок в высокодисперсном состоянии; и т.д.) [86]. Необходимо отметить, что конденсат АГКМ характеризуется большим содержанием веществ - стабилизаторов эмульсии (наличие кристаллов парафинов в пробах конденсата можно наблюдать визуально), что существенно осложняет вымывание солей из такого сырья. Кроме того, опыт эксплуатации установок ЭЛОУ показывает, что чем меньше солей содержится в конденсате (чем меньше содержание эмульгированной воды в конденсате, и чем меньше размеры глобул воды), тем труднее осуществляется обессоливание. Безусловно, изучение природы бронирующих оболочек в астраханском конденсате и подбор эффективных деэмульгаторов для данного вида сырья, представляет несомненный научный интерес и требует проведения целенаправленных исследований. Однако одним из привлекательных способов повышения эффективности процесса, не требующим больших затрат на поиск и исследование свойств новых реагентов, проведение длительных лабораторных и промышленных экспериментов, на наш взгляд, является использование схем с рециклом промывной воды. Для расчета распределения хлоридов в воде, эмульгированной в конденсате до и после Т и II ступеней обессоливания (при реализации противоточной схемы подачи пресной воды на II ступень) использовали методику расчета, приведенную в [86], и исходные данные, указанные в п.п. 1.2.1 настоящего отчета. Расчеты выполняли в Microsoft Excel, 2000. При этом были приняты следующие допущения: 1) в конденсате нет кристаллических солей, т.е. все хлориды растворены в воде, эмульгированной в конденсате; 2) при перемешивании полное выравнивание солености всех капелек воды не достигается: соленость эмульгированной воды в расчетах принята выше, а соленость солестоков ниже, чем концентрация хлоридов, рассчитанная по правилу аддитивности. 3) глубина обезвоживания конденсата на всех ступенях одинакова (W(I)EbIX = W(2)nblx), после каждой из них в конденсате остается 0,02% об. воды. В таблице 3.1 и на рисунках 3.5 и 3.6 приведены результаты расчетов по определению остаточного содержания хлоридов по двум схемам осуществления процесса: 1 - по действующей схеме противоточной подачи пресной воды на вторую ступень обессоливания; 2 - по предлагаемой схеме противоточной подачи пресной воды на вторую ступень и дальнейшей рециркуляции промывной воды обоих ступеней. Характер полученных зависимостей свидетельствует, что, чем ниже содержание хлоридов в исходном конденсате, тем сложнее осуществляется очистка. Так, при одинаковом расходе пресной воды по действующей схеме степень очистки сырья с содержанием хлоридов 8 мг/л будет в среднем на 5 % выше, чем для сырья с исходным содержанием хлоридов 4 мг/л. При реализации схемы с многократным использованием промывной воды эта разность увеличивается до 8%.
