CC BY
128
УДК 622.692.12 + 665.63
Г. Р. Теляшев (асп.), М. Р. Теляшева (асп.), Г. Г. Теляшев (д.т.н., проф., дир.), Ф. А. Арсланов (к.т.н., гл. спец.)
Перспективное направление очистки нефти от легких меркаптанов и сероводорода
Проектно-технологический институт нефтехимпереработки 450029, г. Уфа, ул. Инициативная, 12, корп. 6; тел./факс (347) 2404255, e-mail: [email protected]
G. R. Telyashev, M. R. Telyasheva, G. G. Telyashev, F. A. Arslanov
Promissing way of oil treatment from light mercaptans
and hydrogen sulphide
Design-Technological Institute NKhP 12, Initsyativnaya Str, 450029, Ufa, Russia; ph./fax (347) 2404255, e-mail: [email protected]
Предложена безотходная технология очистки и стабилизации нефти, основанная на двукратном концентрировании удаляемых компонентов в дистилляте ректификацией при температуре не выше 140 0С с последующей химической очисткой дистиллята, а также на использовании аппаратов колонного типа с внутренними устройствами особой конструкции.
Ключевые слова: безотходная технология; легкие меркаптаны; нефть; очистка; реагент; ректификация; рециклирование; рециркуляция; сероводород; стабилизация; тарельчатая колонна.
Существующие технологии очистки нефти от легких меркаптанов С1БН + С2БН (далее ИБН) и сероводорода (Н2Б) можно разделить на две принципиально отличающиеся друг от друга группы. Первая из них основана на непосредственном контактировании нефти с химически активными веществами и нейтрализации этих высокотоксичных и коррозионноак-тивных компонентов сырья путем превращения в менее летучие и менее опасные соединения 1,2. Недостатком этой группы технологий является то, что продукты основных и побочных реакций полностью или частично остаются в составе предварительно стабилизированной нефти и могут осаждаться при ее транспортировке и хранении. Кроме того, при использовании щелочи возникают проблемы экологического характера из-за образования трудноутилизируемых сернистощелочных стоков, известные методы очистки которых приводят к загрязнению воздуха сероводородом и другими вредными газами 2.
Вторая группа технологий заключается в физической очистке обезвоженной и обессоленной нефти путем выделения ИБН и Н25
Дата поступления 25.03.10
The waste-free technology of treatment and stabilization of oil is offered, based on replated concentrating of the components, being removed, in the distillate by distillation at the temperature not above 140 oC with subseguent chemical treatment of the distillate as well as on the usage of colomn-type apparatus with internal devices of special design.
Key words: waste-free technology; light mercaptans; oil; treatment; reagent; rectification; recycling; recirculation; hudrogen sulfhide; stabilization; tray colomn.
в виде концентрата (дистиллята) вместе с другими низкокипящими компонентами нефти и последующей химической очистке дистиллята 3-7 (известные технологии с химической до-очисткой нефти 8 следует отнести к первой группе). Выделение концентрата RSH и H2S возможно методами сепарации (в том числе в поле центробежных сил 6'7), десорбции легким газом (отдувка) 5 и ректификации 3'4. Эти методы являются основными и при стабилизации, ориентированной на получение нефти с заданным давлением насыщенных паров (ДНП). Процесс сопровождается частичным или полным удалением RSH и H2S. Поэтому естественным является стремление к совмещению процессов стабилизации нефти и физической очистки ее от RSH и H2S. Возможность такого совмещения является основным преимуществом второй группы технологий. Другим преимуществом этой группы является отсутствие продуктов реакции в товарной нефти. Невелика также вероятность попадания их в товарную нефть при возврате (рециклировании) очищенной реагентами жидкой фазы дистиллята, которая благодаря малой плотности легко отделяется от водного раствора отработанного реагента отстаиванием.
Стабилизация и удаление ИБН и Н2Б методом сепарации малоэффективны. Интенсификация сепарации путем гидроциклонирова-ния 6'7 целесообразна только при относительно небольших объемах сырья (до ~ 50 т/ч).
Стабилизация и удаление ИБН и Н2Б методом десорбции путем продувки нефти углеводородным газом позволяет достичь удовлетворительных значений ДНП и степени очистки. Использование в качестве десорбера колонны с насадкой АВР (АВР-технология) позволяет получить товарную нефть с ДНП менее 500 мм рт. ст. с остаточным содержанием ИБН и Н2Б не более 30 и 10 ррт соответственно 5. Эти показатели удовлетворяют требованиям ГОСТ Р 51858—2002. Однако уже сейчас некоторые компании-экспортеры нефти предъявляют более жесткие требования, в частности, по остаточному содержанию сероводорода (не более 5 ррт).
Основными недостатками методов сепарации и десорбции, применяемых с целью стабилизации и очистки нефти от ИБН и Н2Б, являются ограниченная степень очистки, низкий выход товарной нефти из-за вынужденного высокого отбора легких углеводородов (ШФЛУ), что не всегда целесообразно в промысловых условиях. Эти недостатки являются следствием нечеткого разделения между парогазовой и жидкой фазами нефти. По четкости разделения эти методы сильно уступают ректификации.
При совмещении процессов стабилизации и очистки нефти от ИБН и Н2Б наилучший результат по совокупности основных показателей (степень очистки, глубина стабилизации, выход нефти) способен обеспечить именно метод ректификации. Однако традиционные методы стабилизации нефти ректификацией характеризуются высокой температурой в кубе колонны (~250 оС), при которой образуются вторичные ИБН и Н2Б из-за термического разложения нестойких серосодержащих соединений нефти 3-5. Варианты второй группы технологий, обеспечивающие получение товарной нефти требуемого по нормативам качества по ДНП и остаточному содержанию ИБН и Н2Б, можно отнести к особой, третьей.
В данной работе поставлена задача разработки технологии совмещенной стабилизации и очистки нефти от ИБН и Н2Б методом ректификации при минимально возможной температуре процесса, т. е. задача повышения показателей третьей группы технологий.
Характерной особенностью процесса стабилизации сероводород- и меркаптансодержа-щей нефти является высокое соотношение мольных расходов жидкость:пар (газ). Поэтому для
четкого выделения дистиллята требуются аппараты (колонны) с внутренними устройствами специальной конструкции, которые могут работать при высокой нагрузке по жидкости и малой нагрузке по пару (газу). К таким аппаратам относятся колонны насадочного типа, именуемые аппаратами с вертикальными решетками 5. Однако более удобны в эксплуатации тарельчатые аппараты, рекомендуемые в данной работе в качестве ректификационных колонн.
Основные особенности предлагаемой технологии сводятся в целом к следующему:
1. Применение двухколонной технологической схемы ректификации (байпасинг-и спарринг- колонны К-1 и К-2) с концентрированием подлежащих удалению компонентов (ИБН и Н2Б) в газовой фазе дистиллятов колонн в количестве не более 2% мас.
2. Применение в колоннах внутренних устройств специальной конструкции: беспровальные тарелки струйного типа, сливные устройства удвоенной глубины в отгонной секции
9
первой колонны 9.
3. Вовлечение в процесс ректификации выделенной из нефти воды и бензина (остатка второй колонны) путем возврата через печь при преимущественном рециклировании бензина в товарную нефть.
4. Осуществление процесса при умеренной температуре нагрева потоков в печи в пределах 120—140 оС и абсолютном давлении в колоннах 1.15—1.60 кгс/см2.
Химическая очистка концентрата ИБН и Н2Б одним из известных методов, например, комбинированным методом экстракции, абсорбции и десорбции в третьей колонне специальной конструкции (экссорбер К-3) в присутствии нейтрализатора ИБН и Н2Б, 70%-го водного раствора вещества общий формулы ^^N0^ выделенной из нефти воды и газа — интенсификатора смешения потоков 10-12.
Имеются и другие особенности БЭСТ-технологии 13. Принципиальная технологическая схема установки в качестве одного из возможных вариантов реализации предлагаемой технологии представлена на рис. 1. На рис. 2 представлена схематично рекомендуемая классификация методов и технологий очистки и стабилизации меркаптансодержащей нефти.
Предлагаемая технология позволяет получить товарную нефть со следующими характеристиками:
— содержание ИБН — не более 5 ррт;
— содержание Н2Б ~ 0 ррт;
— выход — 98—99 % мас.
квжрщшг хШи ätS
£дж квщнт-psim/s tsffipffmpm
Wu/tJ
к-г
А
Ь№ OTWffMmi SPlf
Ж
ж:
ж:
I ртдеаго
'■ fлишним шпмда
Ж
ж
тр&штш jрнигш ШдЩ л1 шЁйЗйтр "
ßrimv iw^!' мщгшш Ыги&тар diffi
¿J/JiKW^iWEp. pjr.'rf^i'.OT.'JJr/
CftMWyiW Sf-M 'Г/
а.
Рис. 2. Классификация методов и технологий очистки и стабилизация меркаптансодержащей нефти
Кроме того, при применении вышеуказанного метода очистки концентрата ИБН и Н25 обеспечиваются следующие преимущества:
— безотходность технологии благодаря применению отработанного реагента в качестве ингибитора коррозии и биоцида для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий;
— снижение на промыслах вовлекаемых извне ресурсов за счет использования очищен-
i очистки нефти от легких меркаптанов и сероводорода
ного газового бензина в качестве ингибитора асфальтено-смолисто-парафиновых отложений, деэмульгатора и растворителя;
— возможность очистки концентрата RSH и H2S только от RSH или от обоих компонентов путем изменения точки ввода реагента в третью колонну.
Литература
1. Мазгаров А. М, Вильданов А. Ф., Сухов С. Н., Бажиров Н. Т., Низамутдинова Г. Б., Шиаман-на С. Ф., Ормистон Р. М. // ХТТМ.- 1996.— №2.- С. 11.
2. Мерпеисов Х. С., Исиченко И. В., Коновалов А. В. // Нефть и газ.— Алматы, 2007.— №2(38).— С. 80.
3. Тронов В. П. Промысловая подготовка нефти. — М.: Недра, 1977.— С.226.
4. Каспарьянц К. С. Промысловая подготовка нефти и газа.— М.: Недра, 1973.— С.151.
5. ООО «НТ НЕФТЬ И ГАЗ». Установка очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, 2009, www.ntng.ru.
6. Ахсанов Р. Р., Колесников А. Г. // Нефтегазовое дело. — 2008. — Т.6. — С. 212.
7. Теляшева М. Р., Теляшев Г. Р, Арсланов Ф. А., Андрианов В. М. Технология очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов// Матер.-Межд.науч.-практ. конф. «Нефтегазоперера-ботка-2009».— Уфа, 2009.— С. 45.
8. Патент RU № 2218974 // Б.И.— 2003.— №35.
9. Теляшев Г. Г., Сахаров И. В., Арсланов Ф. А., Теляшева М. Р. // Новые разработки в химическом и нефтяном машиностроении: Материалы III Научно-практической конференции.— Туймазы: УРАЛТЕХНОСТРОЙ, 2007.— С.105.
10. Патент RU № 2371230// Б.И.— 2009.— №30.
11. Патент RU № 2241684// Б.И.— 2004.— №34.
12. Патент RU № 2372379// Б.И.— 2009.— №31.
13. Заявка на изобретение № 2010102290/04.
