Научная статья на тему 'Способ очистки сероводорода меркаптансодержащей нефти'

Способ очистки сероводорода меркаптансодержащей нефти Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
156
29
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
НЕФТЬ / ПОДГОТОВКА / СЕРОВОДОРОД / ЛЕГКИЕ МЕРКАПТАНЫ / ОЧИСТКА / КОЛОННА / ТАРЕЛКА / РЕЦИР- КУЛЯЦИЯ / РЕАГЕНТ / БЕЗОТХОДНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Теляшев Г. Р., Теляшева М. Р., Теляшев Г. Г., Арсланов Ф. А.

Удаление сероводорода и меркаптанов из нефти становится с каждым годом всё более и более актуальной задачей. Необходимость очистки нефти от сероводорода и метил - и этилмеркаптанов вызвана несколькими причинами: наличие этих летучих токсичных компонентов создаёт серьезные экологические проблемы, вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и нефтехранилищ, приводит к ускоренному износу оборудования.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Способ очистки сероводорода меркаптансодержащей нефти»

нефтепереработка

УДК 622.276.8

Г.Р. Теляшев, ведущий инженер-технолог, координатор проектов, М.Р. Теляшева, ведущий инженер-технолог, координатор проектов, Г.Г. Теляшев, д.т.н., профессор, директор,

Ф.А. Арсланов, к.т.н., главный специалист по технологии ООО «Проектно-технологический институт НХП» e-mail: priemnaya@ptinhp.ru

СПОСОБ ОЧИСТКИ СЕРОВОДОРОДА И МЕРКАПТАНСОДЕРЖАЩЕЙ НЕФТИ

Удаление сероводорода и меркаптанов из нефти становится с каждым годом всё более и более актуальной задачей. Необходимость очистки нефти от сероводорода и метил - и этилмеркап-танов вызвана несколькими причинами: наличие этих летучих токсичных компонентов создаёт серьезные экологические проблемы, вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и нефтехранилищ, приводит к ускоренному износу оборудования.

можно ВЫДЕЛИТЬ СЛЕДУЮЩИЕ СПОСОБЫ ОЧИСТКИ НЕФТИ ОТ МЕРКАПТАНОВ:

1. обработка стабилизированного сырья кислородом воздуха в водном растворе щелочи в присутствии непрерывно вводимого катализаторного комплекса с последующим отделением сырья от водного раствора щелочи (химическая очистка) [1]. Одним из недостатков способа является необходимость обезвреживания сульфидно-щелочных стоков;

2. концентрирование основной части сероводорода десорбцией в газовой фазе путем отдувки углеводородным газом (физическая очистка нефти) с последующей нейтрализацией остаточного количества сероводорода и легких меркаптанов в нефти с использованием реакционной смеси (химическая очистка нефти) [2]. Одним из недостатков способа является существенная потеря ценных низкокипящих бензиновых компонентов нефти с газом. Общим недостатком способов [1] и [2] является попадание продуктов реакции в товарную нефть при отстаивании из-за малой разности плотностей нефти и реагента, а также большой величины соотношения их расходов;

3. концентрирование низкокипящих компонентов (включая сероводород и легкие меркаптаны) в дистилляте ректификацией [3], последующее (вторич-

ное) концентрирование их в газовой фазе дистиллята ректификацией [4]. Основные недостатки этих способов: высокая температура нагрева, получение неочищенных и нестабильных продуктов, утрата нефтью бензинового потенциала;

4. отгонка из стабилизированной нефти фракции н.к.- 620С, очистка ее от меркаптанов процессом «Мерокс» с использованием щелочного раствора катализатора и кислорода воздуха как окислителя [5]. Недостатком способа являются большие объемы щелочных растворов и подлежащих обезвреживанию сернисто-щелочных стоков;

5. выделение подлежащих удалению компонентов в виде концентрата ги-дроциклонированием нефти (физическая очистка) с последующей очисткой реагентом-нейтрализатором (химическая очистка) [6]. Основным недостатком данного способа является необходимость очистки не только дис-тиллятной фракции, но и химической доочистки остатка- гидроциклониро-ванной нефти;

6. стабилизация и дегазация нефти в комбинированной колонне с насадкой АВР [7]. Недостатком способа является пониженный выход нефти из-за высокого отбора дистиллята.

С целью повышения эффективности процесса очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов и обеспече-

ния безотходности технологии очистки предлагается следующий способ. Способ включает физическую очистку нефти путем двукратного концентрирования удаляемых компонентов в газовой фазе дистиллята ректификацией и вывод после ректификации с низа колонн жидкой фазы, направляемой в товарную нефть; химическую очистку дистиллята путем извлечения сероводорода и легких меркаптанов (1^Н) из частично сконденсированного вторичного концентрата совмещенными процессами экстракции, десорбции и абсорбции, осуществляемыми в аппарате колонного типа в присутствии десорбирующего газа и выделенной из нефти воды, куда также подают реагент. Частичную конденсацию вторичного концентрата осуществляют путем компримирования и охлаждения. Очищенную жидкую фазу вторичного концентрата направляют в товарную нефть и (или) используют в качестве ингибитора асфальтосмолистопарафи-новых отложений на нефтепромыслах и в качестве деэмульгатора на установках подготовки нефти.

В качестве реагента используют композиции, обладающие бактерицидной активностью к сульфатвосстанавлива-ющим бактериям (биоцид) и антикоррозионным действием [8,9] (преимущественно нейтрализатор сероводорода, 70% - ный водный раствор вещества общей формулы С4Н9О^ [8]). Утилизацию

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема установки:

I - исходная нефть; II - нагретая нефть; III - парогазовая смесь из колонны 1; IV - очищенная нефть из колонны 1; V - парогазовая смесь из колонны 2; VI - остаток колонны 2; VII - концентрат удаляемых компонентов; VIII - концентрат СО (схема 1) или СО + Н S (схема 2); IX - водный раствор отработанного реагента; X - вода; XI, XII - водяной пар; XIII - отдувочный газ; XIV - реагент (схема 1); XV - реагент (схема 2); XVI - товарная нефть;

1,2,3 - колонны; 4,9 - теплообменники; 5 - печь; 6,7 - сепараторы; 8 - буферная емкость-сепаратор; 10,11,12 - аппараты воздушного охлаждения; 13 - компрессор.

разбавленного раствора отработанного реагента осуществляют на нефтепромыслах и установках подготовки нефти путем использования в качестве биоцида и ингибитора коррозии. В качестве отдувочного (десорбирую-щего) газа используют преимущественно очищенный от сероводорода природный или попутный нефтяной газ.

Принципиальная технологическая схема установки очистки нефти от легких меркаптанов представлена на рис. 1. Описанный способ [10,11] иллюстрируется численными примерами, приведенными в таблицах 1 - 3. В таблице 1 приведена характеристика стабилизированной и частично очищенной от сероводорода и двуокиси углерода

нефти (I вариант) и стабилизированной нефти до ее очистки (II вариант). В таблице 2 приведены показатели установки для обоих вариантов состава нефти и двух схем ввода реагента в колонну 3: в схеме 1 реагент подают по линии XIV на несколько тарелок выше точки ввода жидкой фазы из сепаратора 7; в схеме 2 - ниже этой точки по линии XV.

Таблица 1. Характеристика нефти

НАИМЕНОВАНИЕ И РАЗМЕРНОСТЬ ПАРАМЕТРА ЗНАЧЕНИЕ ПАРАМЕТРА

I ВАРИАНТ СОСТАВА НЕФТИ II ВАРИАНТ СОСТАВА НЕФТИ

Расход, кг/ч 500000 500000

Плотность при 200С, кг/м3 839,5 844,6

Молекулярная масса, кг/кмоль 205,8 193,1

Суммарное содержание

компонентов (фракций), % масс:

• газы 0,2434 0,3164

• выкипающие до 360С 0,6991 0,8240

• выкипающие до 850С 2,6544 3,7530

• выкипающие до 1400С 7,7230 11,0152

• выкипающие до 3500С 61,4396 68,1552

• выкипающие выше 3500С 38,1355 31,3900

• вода 0,4249 0,4548

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ нефтепереработка \\ 43

нефтепереработка

Таблица 2. Показатели основных потоков

НАИМЕНОВАНИЕ И РАЗМЕРНОСТЬ ПОКАЗАТЕЛЯ (В СКОБКАХ - НОМЕР ПОТОКА) ЧИСЛЕННОЕ ЗНАЧЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ

I ВАРИАНТ СОСТАВА НЕФТИ II ВАРИАНТ СОСТАВА НЕФТИ

СХЕМА 1 СХЕМА 2 СХЕМА 1 СХЕМА 2

Температура, °С:

• исходная нефть (I) 55 55 55 55

• нагретая нефть (II) 195 195 195 195

• водяной пар (XI, XII) 250 250 250 250

• отдувочный газ (XIII) 40 40 40 40

• свежий реагент (XIV, XV) 25 25 25 25

• парогазовая смесь из колонны 1 (III) 89 96 109 112

• очищенная нефть из колонны 1 (IV) 191 182 190 183

• парогазовая смесь из колонны 2 (V) 54 - 56

• остаток колонны 2 (VI) 124 117

• газ из колонны 3 (VIII) 31 31 33 32

• водный раствор отработанного реагента (IX) 45 42 48 42

• товарная нефть (XVI) 63 63 63 63

Давление (абс), кгс/см2:

• исходная нефть (I) 8,0 8,0 8,0 8,0

• нагретая нефть (II) 2,0 2,0 2,0 2,0

• водяной пар ^ДП) 4,5 4,5 4,5 4,5

• отдувочный газ (XIII) 6,0 6,0 6,0 6,0

• свежий реагент (XIV; XV) 6,0 6,0 6,0 6,0

• парогазовая смесь из колонны 1(Ш) 1,4 1,4 1,4 1,4

• очищенная нефть из колонны 1 (IV) 1,6 1,6 1,6 1,6

• парогазовая смесь из колонны 2 (V) 1,4 - 1,4 -

• остаток колонны 2 (VI) 1,6 - 1,6 -

• газ из колонны 3 (VIII) 5,8 5,8 5,8 5,8

• водный раствор отработанного реагента (IX) 6,0 6,0 6,0 6,0

• товарная нефть (XVI) 5.0 5.0 5.0 5.0

Расходы основных потоков, кг/ч (% масс):

• исходная нефть (I) 500 000 (100) 500 000 (100) 500 000 (100) 500 000 (100)

• водяной пар XII) 700 (0,140) 610 (0,122) 700 (0,140) 5300(0,160)

• отдувочный газ (XIII) 100 (0,02) 100 (0,02) 100 (0,02) 100 (0,02)

• свежий реагент (XIV; XV) 260(0,052) 500(0,100) 300(0,060) 750(0,150)

• газ из колонны 3 (VIII) 227(0,0454) 129(0,0258) 1354(0,2708) 1034(0,2068)

• водный раствор отработанного реагента (IX) 3018(0,6036) 3263(0,6526) 3210(0,6420) 3800(0,7600)

• товарная нефть (XVI) 497815(99,56) 497821(99,56) 497435(99,48)

497446(99,48)

Содержание СО2 , НД RSH в исходной и товарной нефтях, % масс:

• исходная нефть (I):

СО2 0,0032 0,0032 0,0142 0,0142

Н^ 0,0020 0,0020 0,0322 0,0322

1^Н 0,0168 0,00168 0,0176 0,0176

• товарная нефть (XVI):

1^Н 0,0021 0,0021 0,0016 0,0016

При работе колонны 3 по схеме 1 с верха аппарата по линии VIII выводят газ, представляющий собой концентрат диоксида углерода, который направляют в печь или на очистку. При работе этой колонны по схеме 2 с верха аппарата выводят концентрат диоксида углерода и сероводорода, который направляют на очистку.

В таблице 3 представлены усредненные для приведенных в таблице 1 составов нефти сопоставительные данные технологических схем установки с двукратным и однократным концентрированием удаляемых компонентов в дистилляте.

Из данных таблицы 3 видно, что при сопоставимых условиях схема с двукратным концентрированием, хотя и требует дополнительных затрат(дополнительная колонна, расход водяного пара больше на 23% , теплосъем с верха колонны - на 14 %) ,однако по основным показателям значительно превосходит его (расход реагента снижается в 2,23 раза, отсутствует опасность попадания продуктов реакции в товарную нефть и соответствующие резервуары и др.).

Ниже более подробно изложены особенности предлагаемого способа и соответствующие эффекты. Одной из особенностей технологической схемы является подача части нефти до нагрева в качестве верхнего орошения колонны 1, вывод этого потока снизу ее верхней секции и использование в качестве теплоносителя в колонне 2. Это позволяет обойтись без подвода тепла в низ колонны 2, а также снижает жидкостную нагрузку колонны 1. Двукратное концентрирование удаляемых компонентов в газовой фазе ректификацией позволяет существенно (в среднем в 6,3 раза) уменьшить долю низкокипящих компонентов нефти, направляемых на очистку химическим методом, снизить расход реагента за счет уменьшения в них доли более вы-сококипящих меркаптанов (начиная с изопропилмеркаптана, 1л^Н), улучшить условия проведения процесса экстракции за счет увеличения разности плотностей концентрата и реагента, а также уменьшения величины соотношения их объемов и снизить тем самым (вплоть до нуля) вероятность попадания отработанного реагента в

товарную нефть и соответствующие резервуары.

Извлечение удаляемых компонентов из вторичного концентрата после его частичной конденсации позволяет концентрировать сероводород преимущественно в газовой фазе, а легкие меркаптаны - в жидкой фазе. Совмещение процессов экстракции, десорбции сероводорода в присутствии десорбирующего газа и абсорбции легких меркаптанов и более высоко-кипящих компонентов в одном аппарате колонного типа позволяет интенсифицировать процесс очистки в целом за счет комбинирования химического и физического методов очистки, а также обеспечивает гибкость режима: создается возможность регулирования расхода и степени очистки газа и облегчается решение проблем утилизации стоков.

Использование в процессе очистки выделенной из нефти воды облегчает её утилизацию и позволяет снизить потери реагента и низкокипящих бензиновых компонентов с газом. Осуществление частичной конденсации вторичного концентрата путем компри-

450059, г. Уфа, ул. Р. Зорге, 35 тел./факс: (347) 223-74-15, 223-74-17 е-пкп1: armgaranl@ufamail.ru www.armgarant.ru

нефтепереработка

Таблица 3. Сопоставительные расчетные данные

НАИМЕНОВАНИЕ И РАЗМЕРНОСТЬ ПОКАЗАТЕЛЯ ЗНАЧЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ

СХЕМА С ДВУКРАТНЫМ КОНЦЕНТРИРОВАНИЕМ УДАЛЯЕМЫХ КОМПОНЕНТОВ В ДИСТИЛЛЯТЕ СХЕМА С ОДНОКРАТНЫМ КОНЦЕНТРИРОВАНИЕМ УДАЛЯЕМЫХ КОМПОНЕНТОВ В ДИСТИЛЛЯТЕ

- Число колонн, шт. 3 2

- Расход водяного пара, кг/ч 700 570

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

- Съем тепла с верха колонн, Гкал/ч 4,839 4,237

- Расход дистиллята, концентрата

удаляемых компонентов, кг/ч 4028 25261

(% масс.) (0,806) (5,052)

- Глубина очистки нефти, % масс.:

Н^ 100,0 100,0

ШН 87,8 87,8

- Содержание удаляемых компо-

нентов в дистилляте, кг/ч (% масс.):

Н^ 85,2 85,5

(1,960) (0,2705)

ШН 71,6 71,9

(1,774) (0,3044)

32,0 93,7

(0,849) (0,4022)

- Расход реагента, кг/ч (% масс.) 280 625

(0,056) (0,125)

- Опасность попадания реагента и

продуктов реакции в товарную Нет Да

нефть и резервуары, да/нет

- Расход жидкой фазы очищенного 3628 24940

дистиллята, кг/ч (% масс.) (0,726) (4,988)

- Возможность использования

очищенной жидкой фазы дистил -

лята в полном объеме (без вовле - Да Нет

чения в товарную нефть) на нефте-

промыслах в качестве ингибитора

и деэмульгатора, да/нет

мирования и охлаждения обеспечивает гибкость режима при проведении совмещенных процессов экстракции, десорбции и абсорбции в аппарате колонного типа благодаря возможности регулирования соотношения газ-жидкость, а также создает возможность транспортировки выходящих потоков жидкости без применения насосов. Использование очищенной жидкой фазы концентрата в качестве ингибитора асфальтосмолистопарафиновых отложений на нефтепромыслах и в качестве деэмульгатора на установках подготовки нефти позволяет уменьшить объем вовлекаемых извне ресурсов и снизить за счет этого их удельные расходы на добываемую нефть; направление оставшейся части в товарную нефть увеличивает в ней потенциал низкоки-пящих бензиновых компонентов. Использование в качестве реагента известного нейтрализатора сероводорода, 70% - ного водного раствора вещества общей формулы С4Н9О^ [8], образующе-

го при контакте с меркаптанами новое вещество, обладающее бактерицидной активностью к сульфатвосстанавлива-ющим бактериям и антикоррозионным действием, позволяет исключить из технологической схемы очистки нефти стадию регенерации отработанного реагента, а также упрощает процесс утилизации за счет применения его в системе поддержания пластового давления и при подготовке нефти. Таким образом, совокупность отличительных признаков предложенного способа позволяет реализовать безотходную технологию очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, снизить расход реагента, максимально сохранить потенциал низкокипящих бензиновых компонентов в товарной нефти, уменьшить объем вовлекаемых извне ресурсов при добыче и подготовке нефти, практически полностью исключить опасность попадания продуктов реакции в товарную нефть и товарные резервуары нефти.

Литература:

1. Мазгаров А.М., Вильданов А.Ф., Бажирова Н.Г., Низамутдинова Г. Б., Сухов С.Н. Способ очистки нефти и газоконденсата от низкомолекулярных меркаптанов //Патент РФ № 2087521 с приоритетом от 08.08. 1994, кл. С10 G 27/10.

2. Фахриев.А.М., Фахриев Р.А. Способ подготовки сероводород - и меркап-тансодержащей нефти // Патент РФ № 2218974 с приоритетом от 07.05.2002, кл. В 01 Д 19/00, В01 Д 53/52, С 10 G27/06, С 10 G29/20, С10 G 29/24.

3. Тронов В.П. промысловая подготовка нефти.- М., Недра, 1977, с.227.

4. Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа М., Недра, 1973, с.152.

5. Мазгаров А.М., Видьданов А.Ф. и др.-Химия и технология топлив и масел, 1996, № 6, с.11.

6. Ахсанов Р.Р., Андрианов В.М., Рама-занов Н.Р., Мурзагильдин З.Г., Дально-ва О. А. Способ удаления и нейтрализации сероводорода и меркаптанов и установка для его осуществления // Патент РФ № 2272066 с приоритетом от 05.05.2004, кл. С10G 29/00.

7. ООО «НТ Нефть и газ». Установка очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, 2009, www.ntng.ru.

8. Андрианов В.М., Алеев Р.С., Гафиа-туллин Р.Р., Дальнова Ю.С. Средство для подавления роста сульфатвос-станавливающих бактерий// Патент РФ № 2173735 с приоритетом от 08.20.1999, кл. С23 F11/12.

9. Фахриев А.М., Фахриев Р.А. Нейтрализатор сероводорода и меркаптанов // Патент РФ №2318864 с приоритетом от 17.11.2006, кл. i10G29/20, С09К8/54.

10. Теляшев Г.Р., Арсланов Ф.А, Теля-шев Э.Г. Способ очистки сероводород-и меркаптано- содержащей нефти// Патент РФ №2372379 с приоритетом от 11.02.2008, кл. H0G29/20.

11. Теляшев Г.Р., Арсланов Ф.А., Теляшев Э.Г. и др. Экстрактор колонного типа // Патент РФ №2371230 с приоритетом от 19.10.2007, кл. B01D11/04

Ключевые слова: нефть, подготовка, сероводород, легкие меркаптаны, очистка, колонна, тарелка, рециркуляция, реагент, безотходная технология.

шти

СОБСТВЕННОЕ ПРОИЗВОДСТВО И ГАРАНТИРОВАННАЯ ПОСТАВКА КАЧЕСТВЕННЫХ ИЗОЛЯЦИОННЫХ МАСТИК "ТРАНСКОР" И "ТРАНСКОР-ГАЗ" ДЛЯ РЕМОНТА НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ В ТРАССОВЫХ УСЛОВИЯХ

I www.DELAN.SU

I 143900, Московская обл., г Балашиха, шОССб Энтузиастов, 30

I т/ф: +7.495.521.80 -23 / +7.495 -521 -80.29/ +7,495-521.21.13 / +7,495-521.69.74

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.