CC BY
149
ДОБЫЧА
УДК 622.276
Совершенствование физических методов удаления сероводорода из нефти
Р.З. Сахабутдинов
д.т.н., профессор, директор [email protected]
А.А. Ануфриев
м.н.с.
А.Н. Шаталов
к.т.н., зав. лабораторией [email protected]
Д.Д. Шипилов
к.т.н., с.н.с. [email protected]
Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ТатНИПИнефть) публичного акционерного общества «Татнефть» имени В.Д. Шашина, Бугульма, Россия
Нефть каменноугольных отложений, добываемая на месторождениях республики Татарстан, характеризуется большим содержанием сероводорода, массовая доля которого составляет на разных объектах от 200 до 600 ppm. Для доведения качества товарной нефти до нормативных значений на объектах ПАО «Татнефть» внедрены технологии, основанные на использовании физических и химических методов удаления сероводорода. Повышение эффективности данных технологий является одной из первоочередных задач, решение которой позволит уменьшить себестоимость подготовки нефти.
материалы и методы
Исследован процесс десорбции сероводорода из нефти и разработаны методы его интенсификации. Результаты промышленных испытаний показали эффективность предлагаемых способов снижения затрат на очистку нефти от сероводорода.
Ключевые слова
сероводород, десорбция, нефть, сепарация,десорбционная колонна, отдувка, реагент-нейтрализатор сероводорода
Введение в действие требований к качеству товарной нефти, ограничивающих массовую долю сероводорода до 100 ppm, послужило стимулом для нефтедобывающих компаний на внедрение эффективных технологий очистки нефти от сероводорода на объектах подготовки сероводородсодержа-щей продукции скважин. На объектах ПАО «Татнефть» наибольшее распространение получили следующие технологии:
— отдувка углеводородным газом в десорб-ционной колонне [1];
— нейтрализация химическими реагентами [2];
— прямое окисление кислородом воздуха в присутствии водно-щелочного каталитического комплекса (КТК) [3].
Внедрение данных технологий позволило достичь нормируемых показателей качества нефти и вместе с тем привело к увеличению себестоимости ее подготовки. Наиболее затратной с точки зрения эксплуатационных затрат является технология нейтрализации сероводорода химическими реагентами. Удельный расход реагента зависит от массовой доли сероводорода, снижение исходной концентрации которого в нефти позволяет уменьшить затраты на ее очистку.
Увеличение эффективности десорбции сероводорода из нефти возможно за счет снижения давления на концевой ступени сепарации до минимального значения. На УПН НГДУ «Бавлынефть» избыточное давление в сепараторах концевой горячей ступени сепарации (КСУ) составляло 40 кПа. Данное давление было обусловлено гидравлическими сопротивлениями газопровода от сепараторов КСУ до компрессорной станции. Использование на объекте водокольцевых насосов, обеспечивающих уменьшение давления на горячей ступени сепарации до атмосферного, позволило снизить массовую долю сероводорода в нефти с 250 до 205 ppm и, как следствие, дозировку реагента на 0,2 кг/т. Дальнейшее снижение абсолютного давления до 50 кПа позволит довести качество товарной нефти по содержанию сероводорода до вида 2 (ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические условия») без подачи реагента-нейтрализатора (рис. 1).
Наибольшее распространение на объектах подготовки сероводородсодержащей продукции скважин ПАО «Татнефть» получила технология отдувки сероводорода из нефти углеводородным газом в десорбци-онной колонне. Суть данной технологии заключается в десорбции сероводорода из нефти в колонном аппарате девонским газом с удельным расходом 2-5 м3/т при температуре 40-60°С и абсолютном давлении 0,12-0,17 МПа. Эффективность отдувки сероводорода из нефти повышается с увеличением температуры нагрева нефти и расхода отдувочного газа, а также снижением давления в колонне.
Основные эксплуатационные затраты данной технологии приходятся на последующую очистку газа, поступающего с колонны отдувки на установку сероочистки (УСО). Сокращение этих затрат возможно при уменьшении объемов подаваемого на отдувку газа и, следовательно, поступающего после колонны на УСО, чего можно достичь повышением эффективности технологии десор-бционной очистки нефти за счет снижения давления в колонне, например, с помощью водокольцевого насоса.
Несмотря на то, что на большинстве объектов ПАО «Татнефть» в колонне отдув-ки поддерживается относительно небольшое избыточное давление от 20 до 70 кПа (в среднем, 40 кПа), данное значение является сдерживающим фактором, «ограничивающим» десорбцию сероводорода в газовую фазу. Давление в колонне отдувки обусловлено, главным образом, пропускной способностью газопровода от колонны до компрессорной станции.
Как отмечалось выше, снижение давления приводит к уменьшению расхода газа отдувки. При этом с увеличением температуры нефти эффект от уменьшения давления снижается. В настоящее время осуществляются работы по использованию водокольцевых насосов и снижению давления в колоне отдувки
Рис. 1 — Зависимость массовой доли сероводорода в нефти от давления в концевой
ступени сепарации
на Акташской УПВСН НГДУ «Елховнефть», значение которого составляет 20-30 кПа. Снижение давления до атмосферного при температуре 40°С позволит уменьшить удельный расход газа отдувки на 1,4 м3/т, а при 60°С — на 1,0 м3/т (рис. 2).
На основании результатов исследований по оптимизации процесса очистки нефти от сероводорода, установлено, что компонентный состав газа, подаваемого в колонну отдувки, оказывает существенное влияние на процесс десорбции И2Б из нефтяного потока. При подаче отдувочного газа с большим содержанием азота и метана его расход минимален. Отдувка газом с повышенным содержанием пропана и бутана менее эффективна.
Однако на процесс перехода сероводорода из жидкой фазы в газовую оказывает влияние и компонентный состав нефти, в частности, такие компоненты как азот, углекислый газ, метан, этан, пропан и бутан. Как видно из данных, представленных на рис. 3, с увеличением содержания легких компонентов (метан, этан, пропан и бутан) увеличивается эффективность десорбци-онной очистки в колонном аппарате. Так, например, увеличение содержания метана в составе нефти на 0,1% при прочих равных параметрах позволяет уменьшить расход отдувочного газа на 15-21% (в зависимости от температуры нефти), а при увеличении более чем на 1% и вовсе отказаться от подачи газа в колонну отдувки. Данный эффект достигается за счет того, что в колонном аппарате в процессе массообмена между газом и нефтью углеводороды из жидкой фазы частично переходят в газовую, обеспечивая тем самым более легкую десорбцию сероводорода.
Увеличить эффективность десорбцион-ной очистки возможно за счет увеличения содержания в составе нефти легких углеводородов. На объектах ПАО «Татнефть» изменение компонентного состава нефти осуществляется двумя способами [4, 5]:
— рециркуляцией всего объема газа, поступающего с концевых ступеней сепарации и колонны отдувки, с выкида компрессорной станции (КС) в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации (1 вариант, рис. 4);
— дополнительным охлаждением нефтяного газа с КС посредством его дросселирования с последующей подачей отделившегося конденсата в поток нефти (2 вариант,
□ Температура 40°С □ Температура 50°С □ Температура 60°С Рис. 2 — Влияние температуры и давления на расход газа отдувки
Рис. 3 — Зависимость эффективности десорбционной очистки нефти от сероводорода при увеличении содержания в ней легких углеводородов
1 вариант | | 2 вариант |
Компрессорная станция Аппарат _ _
_Газо,сепаратор
воздушного | I )(
охлаждения у [г*" Т — —
к : ^ ,
Компрессор
Газосепаратор Г !
Путевой подогреватель
->СЭ
1 ст. сепарации
2 ст, сепарации
Насос
Колонна отдувки
Отдувочный ►
газ Подготовленная нефть
рис. 4). Рис. 4 — Способы изменения состава нефти перед десорбционной колонной
массовая доля Параметры работы десорбционной колонны
Объект Вариант сероводорода в нефти после Соотношение Абсолютное Температура
колонны отдувки, млн-1 газ/нефть, м3/м3 давление, мПа нефти, °С
КС при КЦПС — до внедрения 166 3,15 0,13 50
Куакбашская ЦПС после внедрения 83 3,06 0,13 52
КС-25с — до внедрения 86 2,62 0,12 51
Кичуйская УПВСН после внедрения 80 2,37 0,12 47
КС-7с - Кама — до внедрения 86 2,33 0,14 48
Исмагиловская УПВСН после внедрения 71 1,98 0,14 48
до внедрения 70 2,23 0,14 47
КС-11с — Сулеевская ТХУ
после внедрения 68 2,10 0,14 48
Таб. 1 — Параметры работы технологии десорбционной очистки нефти от сероводорода до и после внедрения способов изменения компонентного состава нефти
40
Экспозиция НЕфть газ МАЙ 3 (56) 2017
Каждый из способов имеет свои достоинства и недостатки. Первый вариант проще в осуществлении, так как требует только строительства участка газопровода от вы-кида компрессорной станции до ступени сепарации. Его существенным недостатком является значительное увеличение нагрузки по газу на нефтегазосепараторы. Второй вариант в меньшей степени влияет на эффективность десорбции сероводорода из нефти в колонне, более сложен в осуществлении и требует обязательного охлаждения газа в условиях компрессорной станции. При его реализации нагрузка на сепараторы увеличивается незначительно.
Данные варианты изменения компонентного состава нефти внедрены на четырех объектах подготовки нефти ПАО «Татнефть». В ближайшее время планируется внедрение первого варианта на Акташской УПВСН. Анализ технологических параметров работы объектов подготовки нефти и газа показал, что внедрение вышеописанных способов позволило снизить расход газа, подаваемого на отдувку и температуру нагрева нефти при практически одинаковой массовой доле сероводорода в товарной продукции после колонны отдувки (таб. 1).
Итоги
С целью улучшения процесса десорбции сероводорода из нефти институтом «ТатНИПИнефть» разработаны, испытаны и внедрены различные физические методы удаления сероводорода из жидкой фазы.
Выводы
Осуществление горячей сепарации нефти при пониженном давлении, например, с использованием водокольцевых насосов позволяет снизить расход реагента-нейтрализатора сероводорода, а в отдельных случаях полностью отказаться от его подачи. Снижать давление в десорбционной колонне наиболее эффективно при относительно низких температурах (40-50 °С). При наличии запаса по производительности существующих сепараторов и компрессорного оборудования оптимальным является вариант изменения состава нефти перед колонной посредством рециркуляции газа с вы-кида компрессорной станции в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации.
Список литературы
1. Шаталов А.Н. и др. Критерий эффективности очистки нефти от
сероводорода в десорбционной колонне // Нефтяное хозяйство. 2012. № 4. С.131-133.
2. Сахабутдинов Р.З. и др. Исследование эффективности нейтрализации сероводорода в нефти химическими реагентами // Нефтяное хозяйство. 2009. № 7.
С. 66-69.
3. Вильданов А.Ф. и др. Окислительно-каталитический процесс ДМС-1МА для очистки тяжелых нефтей от сероводорода и меркаптанов// Нефтяное хозяйство. 2012. № 11.
С. 138-140.
4. Ануфриев А.А. и др. Выбор оптимальной технологии подготовки попутного нефтяного газа в условиях компрессорных станций ОАО «Татнефть». М.: Центр инновационных технологий, 2013. Вып. 81. С. 435-442.
5. Ануфриев А.А. и др. Технология подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа на Куакбашском ЦСП // Оборудование
и технологии для нефтегазового комплекса. 2014. № 6. С. 40-43.
ENGLISH
OIL PRODUCTION
Improvement of hydrogen sulfide stripping physical methods
UDC 622.276
Authors:
Rifkhat Z. Sakhabutdinov — Sc.D., professor, director; [email protected]
Andrey A. Anufriev — junior research assistant; [email protected]
Aleksey N. Shatalov — Ph.D., head of Gas Treatment laboratory; [email protected]
Dmitriy D. Shipilov — Ph.D., senior research assistant; [email protected]
Tatar Oil Research and Design Institute (TatNIPIneft) of PJSC "TATNEFT", Bugulma, Russian Federation
Abstract
High hydrogen sulfide content, from 200 to 600 ppm — is the characteristic of oil, produced from the Carboniferous productive formations of Tatarstan fields. To meet requirements to stock-tank oil, PJSC «Tatneft» uses technologies, based on physical and chemical methods of hydrogen sulfide stripping. Improvement of the technologies will decrease oil production costs, so this is a top-priority task for the Company.
Materials and methods
The stripping process was studied; methods of improving the process were
developed. Pilot tests demonstrated that the methods can decrease costs, associated with removal of hydrogen sulfide.
Results
The appropriate physical methods of improving the process of hydrogen sulfide stripping were developed, tested, and commercialized by TatNIPIneft Institute.
Conclusions
Low-pressure hot separation process, using liquid-ring pumps, makes it possible to decrease consumption of hydrogen sulfide
chemical scavenger, and in some cases to stop using it at all.
The decreasing of pressure in the stripper is more effective at low temperature (40- 50°C). If capacity of existing separators and compressors allows, changing oil composition upstream of the stripper by gas cycling from compressor outlet to the first stage separation line, will be the preferable technological solution.
Keywords
hydrogen sulfide, stripping, oil, gas separation, stripper, CO2 stripping, hydrogen sulfide chemical scavenger
References
1. Shatalov A.N. and oth. Kriteriy effektivnosti ochistki nefti otserovodoroda v desorbtsionnoy kolonne [Performance criteria of hydrogen sulfide stripping in the stripping column]. Oil Industry, 2012, issue 4, pp. 131-133.
2. Sakhabutdinov R.Z. and oth. Issledovanie effektivnosti neytralizatsii serovodoroda v nefti khimicheskimi reagentami [Efficiency analysis of chemical neutralization of hydrogen sulfide in oil]. Oil Industry, 2009, issue 7, pp. 66-69.
3. Vil'danov A.F. and oth. Okislitel'no-kataliticheskiyprotsess DMS-1MA dlya ochistki tyazhelykh neftey ot serovodoroda i merkaptanov [Oxidation-catalytic DMC-1MA process to remove hydrogen sulfide and mercaptans from heavy oil]. Oil Industry, 2012, issue 11, pp. 138-140.
4. Anufriev A.A. and oth. Vybor optimal'noy tekhnologii podgotovki poputnogo neftyanogo gaza v usloviyakh kompressornykh stantsiy OAO «Tatneft'» [Selecting effective technology of associated
petroleum gas treatment at PJSC TATNEFT compressor stations]. Moscow: Tsentr innovatsionnykh tekhnologiy, 2013, Vol. 81, pp. 435-442.
5. Anufriev A.A. and oth. Tekhnologiya podgotovki serovodorodsoderzhashchey nefti i poputnogo neftyanogo gaza na Kuakbashskom TsSP [Technology for treatment of sulfurous oil and associated petroleum gas at Kuakbashskiy central processing facility]. Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa, 2014, issue 6, pp. 40-43.
