CC BY
264
УДК 665. 662. 665: 662. 249
Ф. Р. Исмагилов, Р. Р. Сафин*, В. В. Гайдукевич*, З. Ф. Исмагилова
Астраханский государственный технический университет *Научно-производственная фирма «АНК», Уфа
СХЕМА СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ С БЛОКОМ ОЧИСТКИ ГАЗА ОТ СЕРОВОДОРОДА
Разработка и внедрение новых технологических принципов и процессов первичной переработки нефти, направленных на улучшение качества товарной нефти и снижение потерь при ее добыче, являются одной из актуальных задач, стоящих перед нефтегазовой отраслью.
Содержание легких углеводородов (С2-С6) в добываемой нефти составляет 6-8 % мас., а иногда достигает 15 % и более. Такие нефти необходимо стабилизировать для предотвращения их потерь при хранении, товарно-транспортных операциях, а также с целью сохранения ресурсов светлых фракций при последующей их переработке и защиты окружающей среды от загрязнения углеводородами и сернистыми соединениями.
Анализ существующих установок показывает, что для стабилизации нефти в промысловых условиях в настоящее время требуются такие аппараты и технологические приемы, которые позволяют получить нефть с наибольшим содержанием ценных бензиновых фракций и с наименьшим содержанием тяжелых фракций и сернистых соединений при сокращении капитальных и энергетических затрат.
С этой точки зрения вызывают интерес те технологические приемы стабилизации нефти и аппараты для их осуществления, которые могут быть использованы для создания новых замкнутых технологических схем комплексной подготовки нефти, в частности сооружение установок в блочно-агрегатном варианте. Это позволяет не только использовать имеющиеся мощности в условиях добычи и подготовки различных видов нефти, но и быстро и с наименьшими затратами подвергнуть их реконструкции в связи с изменениями свойств продукции скважин во времени.
Одним из перспективных направлений стабилизации нефти и газового конденсата является использование центробежных сил [1]. Использование гидроциклонов - малогабаритных, простых по устройству и высокоэффективных аппаратов - позволяет интенсифицировать работу системы первичной подготовки нефти. Детальное изучение гидродинамики процесса выделения газа из нефти в условиях гидроциклонирования нефти позволило устранить ряд конструктивных недоработок существующих аппаратов и обеспечить достижение всех преимуществ этого способа при создании нефтяных сепараторов с гидроциклонным вводом сырья [2]. Дальнейшее развитие блочно-габаритной установки стабилизации нефти видится в оснащении ее модулем очистки газа и легких углеводородов от сопутствующего им сероводорода.
В данной работе приводится ряд схем стабилизации нефти с использованием гидроциклона и очистки полученного при этом газа от сероводорода, что позволяет повысить экологическую безопасность таких установок с одновременным получением полезных серосодержащих органических соединений, например биоцида, для нефтяной и газовой промышленности. Принципиальная схема предлагаемого способа гидроциклониро-ванной стабилизации приведена на рис. 1. Поток обезвоженной и обессоленной нефти, предварительно нагретой до 60-100 оС при давлении 0,4-0,6 МПа по линии I подается в гидроциклон с вводным устройством, позволяющим интенсивно закручивать пленочный поток нефти в режиме кавитации. В области высокого давления на периферийном участке поперечного сечения гидроциклона накапливается дегазированная нефть, которую по линии II направляют в резервуар товарной нефти. Смесь газов и легких углеводородов с незначительной частью нефти с верха гидроциклона по линии III подается в сборник 3. Из этого сборника поток газов и легких углеводородов по линии IV поступает в конденсатор-холодильник 4, где легкие углеводороды конденсируются и направляются на газоперерабатывающий завод, а полученный сухой газ подается на очистку от сероводорода и далее потребителю. В сборнике 3 уровень жидкости поддерживается с помощью поплавкового уровнемера для создания необходимого давления на линии выхода газа и легких углеводородов.
Рис. 1. Принципиальная схема гидроциклонной стабилизации нефти:
1 - мультигидроциклон; 2 - резервуар; 3 - емкость-сборник; 4 - холодильник; 5 - бензосепаратор; 6 - насос. I - нестабильная нефть; II - стабильная нефть; III - газ с капельной нефтью; IV - газоконденсат; V - сухой газ; VI - ШФЛУ
Экспериментально обоснован механизм взаимодействия сероводорода с формальдегидом и предложен новый класс катализаторов реакции,
что позволило создать процесс для эффективной селективной очистки газа стабилизации от сероводорода и одновременно получать ценные серосодержащие продукты. На рис. 2 приводится принципиальная схема опытнопромышленной установки с колонной барботажного типа с противотоком фаз, предназначенной для непрерывной очистки газа стабилизации. Расчет установки проведен на основе лабораторных экспериментов и по результатам математического моделирования полученных данных, которые позволили определить физико-химические и гидродинамические параметры процесса взаимодействия сероводорода с формальдегидом в газожидкостном объеме [3, 4].
Рис. 2. Принципиальная схема опытной установки очистки попутных газов
от сероводорода:
I - абсорбер; 2 - сепаратор; 3 - емкость; 4 - насос орошения. I - исходный газ;
II - обессеренный газ; III - водный раствор формалина; IV - полиметиленсульфид и вода; V - вода; VI - полиметиленсульфид. Давление в реакторе 0,115 МПа, температура 86 оС, объем поглотителя 150 л, реагент - формалин (37,5 %), катализатор - водорастворимый амин (0,01 % мас.)
Условия и результаты опытно-промышленного пробега по очистке газа, проведенного в периодическом режиме до проскока сероводорода, приведены в таблице. Показана высокая эффективность процесса как с точки зрения избавления от высокотоксичного и коррозионно-активного сероводорода, так и с точки зрения получения очищенного топливного газа. Кроме того, удается получить полезные химические серосодержащие продукты -бактерициды нефти (для профилактики заражения пласта сульфатвосста-
навливающими бактериями), сорбенты тяжелых металлов для очистки промышленных стоков и экологического мониторинга и т. д. [5].
В результате были получены: газ, в котором сероводород отсутствовал, и в качестве продукта реакции взаимодействия сероводорода и поглотителя — сорбент «Полимерный тиоэфир». Из таблицы видно, что до определенного расхода удается полностью удалить сероводород из газа, при дальнейшей подаче газа, например в опыте 1, в очищенном (в количестве 9 560 нм3) газе появляется сероводород, что вызывает необходимость замены поглотителя.
Влияние скорости газового потока на глубину сероочистки
Номер Расходные показатели Содержание И28 в газе, г/100 м3 Степень
опыта Объемная Количество очистки,
скорость, очищенного исходное остаточное % мас.
ч-1 газа, нм3
52 3 260 24,6 Отсутствует 100
1 52 6 680 23,0 Отсутствует 100
52 8 200 24,8 Следы 100
52 9 560 23,5 2,0 91,5
2 76 9 280 28,5 1,8 93,7
3 104 8 460 29,0 1,0 96,6
4 130 9 060 24,8 1,6 93,5
Описанный способ стабилизации нефти может быть осуществлен в сочетании с традиционными методами, например методом стабилизации нефти в сепараторах низкого давления. В этом случае поток нефти разделяют на две части, одну из которых подвергают обработке в регулируемом поле центробежных сил, а другую - обработке в сепараторах низкого давления. После этого потоки стабилизированной нефти смешивают в буферных или товарных резервуарах. Это дает возможность увеличить производительность без ухудшения качества нефти по давлению насыщенных паров.
Другие сочетания с традиционной технологией заключаются в использовании гидроциклона для вторичного отбензинивания стабилизированной в ректификационной колонне нефти. Суть такого сочетания в том, что на некоторых нефтестабилизационных установках, ввиду того, что из процесса исключена подача горячей струи, не достигается эффективная отпарка низа ректификационной колонны. В результате стабильная нефть содержит большое количество легких углеводородов, а применение гидроциклона при неизменных энергетических затратах позволяет углубить стабилизацию нефти, увеличить отбор нестабильного бензина, повысить эффективность работы блока обессоливания и обезвоживания за счет улучшения процесса деэмульгации.
Принципиальная технологическая схема такого способа приведена на рис. 3, из которого следует, что обезвоженная и обессоленная нефть, предварительно нагретая в печи 1, по линии I подается в колонну 2. Выделившиеся легкие углеводороды и газ с верха колонны по линии II посту-
пают в холодильник 3 и, после отделения несконденсированного газа в бензосепараторе 4, нестабильный бензин откачивается на газобензиновый завод. Стабильная нефть откачивается с низа колонны по линии III насосом и направляется в мультигидроциклон 6. С верха аппарата 6 отводятся выделившиеся в центробежном поле легкие углеводороды, которые по линии IV поступают на прием сырьевого насоса 7 и вместе с сырой нефтью, нагревшись в теплообменнике 8 за счет тепла выходящей из установки нефти, поступают в блок обезвоживания и обессоливания 9. Вторично отбензиненная нефть с низа аппарата 6 через теплообменник по линии V откачивается в товарный парк.
Рис. 3. Схема вторичного отбензинивания стабилизированной в ректификационной колонне нефти:
1 - печь; 2 - ректификационная колонна; 3 - холодильник; 4 - бензосепаратор; 5, 7 - насосы; 6 - мультигидроциклон; 8 - теплообменник; 9 - блок обезвоживания и обессоливания. I - нестабильная нефть; II, IV - легкие углеводороды; III -стабильная нефть; V - вторично отбензиненная нефть; VI - сухой газ, VII - отсепарированные легкие углеводороды
С целью снижения энергозатрат на действующих нефтестабилизационных установках, имеющих ректификационные колонны, улучшения качества вырабатываемой продукции, повышения производительности блоков стабилизации, увеличения выработки стабильного бензина, разработан новый способ стабилизации нефти, по которому часть нестабильной обессоленной нефти в количестве 50 % направляется на стабилизацию в поле центробежных сил - в гидроциклон, с получением стабильной нефти и газожидкостного потока с последующим направлением его в концентрационную часть ректификационной колонны в качестве промежуточного орошения. Второй поток нефти, после его подогрева в печи, подвергается стабилизации в ректификационной колонне с получением стабильной нефти и нестабильного бензина. Затем оба потока стабильной нефти смешиваются и направляются в товарный парк.
На рис. 4 представлена принципиальная схема стабилизации нефти по описываемому способу. Часть потока обезвоженной и обессоленной нефти по линии I насосом 1 через теплообменник 2 направляется в печь 3 и после нагрева подается в питательную секцию стабилизационной колонны 4. Парогазовая смесь с верха колонны направляется в конденсатор-холодильник 5, в котором происходит теплосъем за счет циркулирующей воды. Затем газоконденсат поступает в бензосепаратор 6, из которого сухой газ по линии II направляется на топливные нужды, а стабильный бензин по линии III откачивается на газобензиновый завод. Часть нестабильного бензина подается в виде орошения верха стабилизационной колонны 4. Стабильную нефть с низа колонны насосом 7 через теплообменник 2 откачивают в товарный резервуар по линии IV. Другая часть потока исходной нефти по линии V направляется на стабилизацию в поле центробежных сил - гидроциклон. Под воздействием центробежных сил на периферийной зоне гидроциклона получают стабильную нефть, которую по линии VI направляют на линию IV на смешение с потоком стабилизированной в ректификационной колонне нефти. Газожидкостный продукт по линии VII подается в качестве промежуточного орошения.
Ввод в ректификационную колонну легких углеводородов и газа, полученных при стабилизации нефти в поле центробежных сил, облегчает и усиливает испарение потока нефти, обрабатываемой в стабилизаторе. Газ проходит через нефть в виде множества пузырьков. В каждый пузырек происходит интенсивное испарение легких углеводородов. Пузырьки поднимаются вверх и, достигая поверхности жидкости, лопаются, выбрасывая нефтяные пары в паровое пространство аппарата. Это означает, что с вводом добавочного газа во много раз увеличивается поверхность испарения и, таким образом, усиливается и само испарение.
Рис. 4. Принципиальная схема комбинированной установки стабилизации нефти:
1, 7 - насосы; 2 - теплообменники; 3 - печь; 4 - ректификационная колонна; 5 - холодильник; 6 - бензосепаратор; 8 - гидроциклон. I - нестабильная нефть; II - сухой газ; III - ШФЛУ; IV - стабильная нефть из колонны; V - нестабильная нефть на гидроциклон; VI - стабильная нефть из гидроциклона
Для случая параллельной стабилизации нефти (в гидроциклоне и ректификационной колонне) узел гидроциклонной стабилизации составляется из одного или большего числа гидроциклонных элементов, работающих в одну ступень, параллельно, без газосборной камеры. Стабильная нефть после гидроциклона поступает в резервуарный парк, а вся газонефтяная смесь, выводимая через сливную камеру, без последующего отделения от газа, капельной и захваченной газопаровым столбом нефти в виде газонасыщенного нефтяного концентрата подается в ректификационную колонну.
Для определения наиболее оптимального варианта работы по описываемому способу было проведено исследование компонентного состава продуктов стабилизации, показателя давления насыщенных паров стабильной нефти при различных соотношениях потоков нефти, обрабатываемой в гидроциклоне и ректификационной колонне.
Стабилизации подвергалась нефть, углеводородный состав которой, % мас., представлен ниже:
С! - 0,01; С2 - 0,08; С3 - 0,56; /-С4 - 0,38; н-С4 - 1,20;
?—С5 - 0,84; н-С5 - 1,35; С1-С5 - 4,42; С6+ - 95,58.
Процесс проводился при давлении в колонне 0,45 МПа, температуре нагрева нефти в печи 433 К, температуре низа колонны 423 К, температуре верха колонны 383 К, давлении на входе в питающий патрубок гидроциклона 0,6 МПа.
Исследован характер изменения содержания легких углеводородов С3-С5 в стабильной нефти, стабилизированной в гидроциклоне. Было установлено, что с увеличением количества нефти, обрабатываемой в поле центробежных сил, содержание легких углеводородов в стабильной нефти уменьшается, а в нестабильном бензине увеличивается (при росте соотношения: нефть, обработанная в гидроциклоне, и нефть, стабилизированная в ректификационной колонне, от 0,1 до 0,5). С последующим увеличением этого соотношения достигнутая эффективность стабилизации уменьшается и приближается к результатам, полученным при стабилизации нефтей только в одной ректификационной колонне. Аналогичная закономерность наблюдается и для изменения показателя давления насыщенных паров стабильной нефти. Снижение эффективности процесса стабилизации объясняется увеличением содержания легких углеводородов и газа в ректификационной колонне и, как следствие, резким увеличением скорости парового потока. Паровой поток, вытеснив флегму с тарелок, устремляется в пространство между верхним краем колпачка и уровнем тарелки. Это явление ухудшает барботаж, так как пары не разбиваются на мелкие струйки и пузырьки. Поверхность их контакта с жидкостью становится меньше, и массообмен протекает уже менее интенсивно.
Обработка нефти по описанному способу позволяет улучшить качество товарной продукции, увеличить сбор легких углеводородов С1-С5, увеличить производительность установки комплексной подготовки нефти по товарной нефти, увеличить выход нестабильного бензина, снизить расход топлива на нагрев нефти в печи.
На основании исследования конструктивных параметров гидроциклона на процесс стабилизации нефти разработаны новые технологические схемы. Скомпонованные из разработанных высокопроизводительных аппаратов, они обеспечивают более эффективную технологию стабилизации нефти. Применение новых технологических схем позволит повысить производительность установок, снизить их металлоемкость, улучшить качество подготовки нефти при одновременном снижении затрат на производство.
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
1. Ахсанов Р. Р., Данилов В. И., Нурмухаметов Н. Х. Стабилизация нефти с помощью гидроциклона. - Уфа: Изд-во Фонда содействия развитию науч. ис-след., 1996. - 118 с.
2. Муринов С. И., Асханов Р. Р., Гайдукевич В. В. // Проблемы нефтегазового комплекса в условиях становления рыночных отношений. - Уфа: Изд-во Фонда содействия развитию науч. исслед., 1999. - С. 245-249.
3. Алеев Р. С., Воронов В. Г., Исмагилова З. Ф. и др. // Химия и технология топливных масел. - 2002. - № 4. - С. 37-41.
4. Исмагилов Ф. Р., Исмагилова З. Ф., Сафин Р. Р. и др. - // Наука и технология углеводородов. - 2002. - № 1. - С. 54-56.
5. Алеев Р. С., Гафиатуллин Р. Р., Исмагилов Ф. Р. и др. // Оценка риска загрязнения окружающей среды тяжелыми металлами: интегрированные подходы, теоретические разработки и конкретные примеры: Материалы рос. конф. 8БТЛС. - Московская обл., 16-19 января 2000 г. - С. 22-23.
Получено 29.07.04
THE SCHEME OF OIL STABILIZATION WITH THE BLOCK OF GAS PURIFICATION FROM HYDROGEN SULPHIDE
F. R. Ismagilov, R. R. Safin, V. V. Gaidukevich, Z. F. Ismagilova
The technological schemes were offered. They are intended for oil & condensate stabilization with the usage of hydrocyclon which may be applied to create new closed technological schemes of integrated oil preparation. The usage of hydrocyclons - smallsized, simple in device & highly effective apparatus - will allow to intensify the work system of the initial oil preparation & the construction of the installation in made of units version. The new schemes were proposed in which the developed & traditional methods of oil stabilization are combined. The results of experienced industrial tests of oil stabilization processes with centrifugal power usage, gas purification from hydrogen sulphide allow to realize a new technology for wide industrial introduction.
