Процесс производится с помощью физико-химических методов: обессоливания, обезвоживания. Физических методов: ректификации, теплообмена.
Весь процесс состоит из следующих стадий:
- обезвоживание и обессоливание нефти;
- атмосферная перегонка нефти;
Нефть, поступающая на установку, содержит значительное количество хлористых солей, воды и механических примесей.
Содержащаяся в нефти вода, с растворенными в ней солями, преимущественно хлоридами, является не только ненужной примесью, но и вызывает сильную коррозию нефтеперегонного оборудования и ухудшает качество котельных топлив, сырья для каталитических процессов, вызывает отложения на стенках теплообменной аппаратуры и змеевиках печей, ухудшая теплопередачу, а также ухудшает качество товарных продуктов. При снижении содержания хлоридов до 5 мг/дм3 из нефти удаляются такие металлы, как железо, кальций и магний, содержание ванадия снижается более чем в два раза.
При подогреве нефти до 120 0С и выше в присутствии даже следов воды происходит интенсивный гидролиз хлоридов с выделением сильно корродирующего агента – хлористого водорода.
Гидролиз хлоридов идет согласно следующим уравнениям:
MgCl2 + H2O = MgOHCl + HCl
MgCl2 +2H2O = Mg(OH)2 + 2HCl
На установке применен комбинированный термоэлектрический способ обезвоживания и обессоливания нефти. Вместе с водой из нефти при обессоливании в значительной мере удаляются механические примеси.
В основе данных процессов лежит деэмульгация исходной эмульгированной нефти в смеси с промывной водой, которую подают в нефть для вымывания солей. Промывная вода при этом диспергируется в нефти до размеров капель пластовой воды.
Для интенсификации деэмульгирования процесс проводят в электрическом поле переменного тока. В электрическом поле высокого напряжения (10-25 кВ.) капли воды за счет поляризации принимают вытянутую форму и заряжаются, ориентируясь по направлению к электродам. При этом на концах капли возникают заряды, противоположные по знаку зарядам на электродах. Так как электрическое поле переменное, то и знаки зарядов на капле меняются с частотой поля. В результате взаимодействия таких капель с электродами и между собой капли приходят в хаотичное движение, сталкиваются друг с другом, сливаясь при этом в более крупные, которые опускаются под собственным весом вниз аппарата. Основными параметрами, влияющими на процесс при постоянном составе нефти, являются температура, расход деэмульгатора и количество промывной нефти.
Для разделения нефти принята двухступенчатая схема перегонки с предварительным испарением и подачей водяного пара в отгонные части атмосферных колонн.
Стадия атмосферной перегонки осуществляется в двух ректификационных колоннах, оборудованных насадкой фирмы «ПЕТРОФАК». Основным условием ректификации является противоточный многократный ступенчатый контакт жидкости (флегмы) и паров, поднимающихся вверх по слоям насадки.
Также с целью защиты верхней части колонны Т-101 пары воды, легких фракций нефти и газы выводятся с верха колонны при температуре 110-160 оС, контролируемый прибором TIС-1216, и направляются по шлемовой трубе в конденсатор-холодильник воздушного охлаждения АС-101А/В/С. В воздушном холодильнике парогазовый поток охлаждается потоком воздуха, подаваемый вентиляторами АМ-101А/В/С/D/E/F, до 40¸70оС и основная часть паров конденсируется. Температура конденсации регулируется за счет изменения положения жалюзи воздушного холодильника и байпасирования части парового потока через клапан TV-1223 под управлением регулятора температуры TIC-1223.
Регулируемый поток сырой нефти подается на установку с помощью сырьевых насосов Р-101/А,В. Во избежании отложения солей в теплообменниках к сырой нефти добавляется около 2 объемных процентов пресной воды. В начале процесса происходит теплообмен между сырой нефтью и холодным мазутом в теплообменнике Е-101/А,В; а затем – теплообмен между сырой нефтью и холодным дизельным топливом в теплообменнике Е-102/А,В. К этому моменту температура сырой нефти достигнет 255 оF (124оС).
Пресная вода вводится в предварительно нагретую сырую нефть в количестве 4 объемных процента и смешивается с ней путем пропускания через шаровой клапан с целью создания перепада давления (5-15) psi [(0,35-1,05) кг/см2 изб.]. Пресная вода закачивается из ТК-101 с помощью водяных насосов Р-107/А,В обессоливающей установки (ОУ) и перед смешением с сырой нефтью подвергается предварительному нагреву за счет теплообмена с солевым раствором в водном теплообменнике ОУ Е-107. После перемешивания воды с сырой нефтью процесс обессоливания заканчивается за счет дегидратации сырой нефти по принципу электростатического коалесцирования; эта процедура обеспечивает удаление солей, растворенных в воде. Весь процесс происходит в обессоливателе V-101.
Обессоливатель V-101 представляет собой электростатическую обессоливающую установку, в которой поддерживается электростатическое поле высокого напряжения (15-25 кВт). Сырая нефть поступает в емкость через распределительный коллектор, расположенный в нижней части емкости и охватывающий всю длину корпуса. Обессоливающая вода отделяется от нефти и осаждается на дне емкости под действием силы тяжести, так как обладает более высокой плотностью, в то время как небольшие диспергированные частицы поднимаются наверх в электростатическое поле. Влияние электростатического поля заставляет электропроводимые капли соленой воды коалесцировать друг с другом, в результате чего их масса увеличивается, и соответственно повышается их скорость осаждения. Соленая вода из V-101 поступает на устройство регулирования межфазного уровня, после этого – в водяной теплообменник Е-107, где происходит теплообмен с пресной водой, а затем - на слив. Обессоленная сырая нефть выводится через верхнюю часть V-101.
Выходящая из ОУ сырая нефть подвергается дальнейшему предварительному нагреву за счет теплообмена с горячим дизельным топливом в теплообменнике Е-103 до 325 оF (163 оС). Дополнительный предварительный нагрев производится в теплообменнике промежуточного мазута/сырой нефти Е-104/А,В и в теплообменнике горячего мазута/сырой нефти Е-105. Температура сырой нефти на выходе составляет приблизительно 415 оF (213 оС). Выходящая сырая нефть разделяется на два параллельных потока, каждый из которых затем снова разделяется на два параллельных потока. Общий расход сырой нефти и её разделение на четыре параллельных потока регулируется регулятором расхода на каждом из нагревателе сырой нефти
Н-101 и Н-102. Сырая нефть нагревается приблизительно до 640 оF (338 оС) и частично испаряется. Температура сырой нефти на выходе из нагревателя регулируется регулятором температуры, чем осуществляется регулирование подачи газообразного топлива в горелки нагревателя. Для повышения температуры сырой нефти перед поступлением в зону испарения ректификационной колонны предусмотрены два подающих нагревателя (Н-101 и Н-102) мощностью 3,7 ккал/ч. Эти нагреватели оснащены горелками, работающими на газообразном топливе.
Нагреватели сырой нефти Н-101 и Н-102 оснащены установленными в секциях конвекции змеевиками перегрева пара. Перегретый пар производится путем пропускания насыщенного пара через перегревающие змеевики. Затем перегретый пар подается в колонну фракционирования сырой нефти Т-101, а также в секцию отгонки дизельного топлива Т-103. Частично испарившаяся сырая нефть из нагревателей подается на тарелку № 4 колонны Т-101. Перегретый пар подается под тарелку № 1 колонн Т-101 и Т-103 для повышения испаряемости и отгонки легких фракций из неиспарившейся части сырой нефти и дизельного топлива при их прохождении через донные тарелки вышеупомянутых колонн.
Испарившаяся часть сырой нефти поднимается через верхние тарелки колонны Т-101 и вступает в контакт с возвращающейся флегмой, в результате чего происходит требуемое фракционирование. Охлаждение перегретого пара происходит в конденсаторе наверху ректификационной колонны сырой нефти АС-101/А,В,С. Сконденсированный дистиллят собирается в накопителе ректификационной колонны V-102. Все несконденсированные пары как при нормальной работе, так и при нарушениях работы установки выпускаются через регулятор давления для сжигания на факеле. Температура сконденсированного дистиллята регулируется ручным жалюзи теплообменника с воздушным охлаждением или путем частичного перепуска в обход АС-101/А,В,С.
Водяной пар в потоке дистиллята конденсируется и осаждается в основании V-102. Получаемая вода возвращается в ТК-101 регулятором уровня жидкости, а затем используется в качестве источника воды для ОУ. Сконденсированный бензин закачивается наверх ректификационной колонны сырой нефти для организации орошения с помощью насосов орошения Р-102/А,В. Эти насосы используются также для перекачки бензина из V-102 по регулятору уровня в резервуары хранения Р-13, Р-14 через воздушный холодильник АС-103 и водяной холодильник Е-106.
Мазут, остаточный продукт перегонки в ректификационной колонне сырой нефти Т-101, отводится с помощью регулятора уровня жидкости (насосом Р-106/А,В). Мазут последовательно охлаждается в теплообменнике горячего мазута/сырой нефти Е-105, в теплообменниках промежуточного мазута/сырой нефти Е-104/А,В и холодного мазута/сырой нефти Е-101/А,В, а затем отводится в резервуары хранения Р-5÷Р-8.
Дизельное топливо отделяется на тарелке градирни выше тарелки № 12 колонны Т-101 и подается в область выше тарелки № 4 секции отгонки дизельного топлива Т-103. Под тарелку № 1 секции отгонки дизельного топлива подается перегретый пар. Дизельное топливо отбирается в нижней части колонны Т-103 с помощью регулятора уровня и перекачивается насосами дизельного топлива Р-105/А,В в теплообменник горячего дизельного топлива/сырой нефти Е-103, теплообменник холодного дизельного топлива/сырой нефти Е-102/А,В; устройство охлаждения дизельного топлива АС-102, а затем пропускается через солевой обезвоживатель V-103 и перекачивается в резервуары хранения Р-9÷Р-12. Значительная часть дизельного топлива перепускается обратно на тарелку № 14 колонны Т-101 для утилизации тепла от процесса. Дизельное топливо также подается обратно в колонну Т-101 на тарелку № 11 в качестве оросителя.