Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Очистка нефтей от агрессивных примесей
К агрессивным примесям относят: H2S, CO2, R-SH и ряд других соединений. Поскольку ведущая роль с точки зрения агрессивности безусловно принадлежит Н2S сосредоточим своё внимание на нём, справедливо полагая, что при его удалении, остальные агрессивные компоненты будут удаляться, так сказать, автоматически.
Поскольку, как известно, основной ГОСТ на товарную нефть не регламентирует содержание в ней сероводорода, никакой официальной классификации нефтей по этому признаку не существует. В результате, приходится пользоваться лишь условной классификацией, согласно которой все нефтяные месторождения делят на содержащие сероводород и не содержащие сероводород. К первым относят такие месторождения для которых содержание сероводорода в попутном газе, выделившемся из нефти при её полном разгазировании, не превышает 2 г на 100 м3 при н.у. Такой подход безусловно устарел, т.к. не позволяет не только выработать рекомендации к подготовке нефти, но и ничего не говорит о степени зараженности продукции. Поэтому, с учётом вышеизложенного, предлагается классифицировать нефти по содержанию в них сероводорода, разбив их, как минимум, на три группы:
1 группа – нефтяные месторождения с относительно небольшим содержанием сероводорода (от 0,0015 до 0,5 % моль). Для таких нефтей не требуется никаких специальных технологий сбора, сепарации и подготовки нефти, ибо даже традиционные подходы способны обеспечить остаточное содержание сероводорода в товарной нефти на уровне порядка 60 мг/л, что является общепризнанной мировой нормой (в большинстве цивилизованных стран нормирование товарных нефтей по сероводороду узаконено). Попутный газ с таких месторождений, как правило, не требует дополнительной очистки, и лишь при малых газовых факторах используют простейшие технологии его очистки.
2 группа – это нефтяные месторождения со средним содержанием сероводорода (от 0,51 до 2.0 % моль). На таких месторождениях способы добычи и системы сбора ещё могут оставаться традиционными, но очистка нефти и попутного газа от Н2S (при доведении их до международных норм) становится абсолютно необходимой.
3 группа – это нефтяные месторождения с высоким содержанием Н2S (более 2,0 % моль). На тиких месторождениях используются только специальные технологии разработки, добычи, сбора и подготовки продукции, подкреплённые специальными материалами, защитными покрытиями, ингибиторами и т.д.
Анализ показывает, что из 400 основных нефтяных месторождений России к первой группе относится 61 %, ко второй группе – 31,5 % и к 3-ей группе – 7,5 %.
Перейдём к рассмотрению конкретных способов очистки нефти.
а) очистка с помощью многоступенчатой сепарации
Данный метод существует в двух вариантах:
Первая позволяет достичь международных норм качества при содержании Н2S в исходной продукции до 700 мг/л; вторая до 1000 мг/л; т.к.даже при 20 – 300С при снижении давления до 1 атм.до 98 % Н2S способно перейти в газовую фазу. При этом, уменьшение числа ступеней сепарации способствует снижению содержания Н2S в отсепарированной нефти. Что касается «горячей» сепарации, то её применяют только на концевых сиупенях.
б) очистка с помощью многоступенчатой сепарации с компримированием газа.
Данный способ позволяет достичь международных норм качества при содержании сероводорода в исходной продукции от 700 до 2000 мг/л. Удаление Н2S достигается гораздо более высоким повышением температуры на концевой ступени сепарации по сравнению с обычной «горячей» сепарацией. В результате, нефть одновременно проходит глубокую стабилизацию. В то же время, подобный подход требует наличия узлов очистки от Н2S бензина стабилизации и очистки от Н2S газа третьей ступени сепарации (а при необходимости, и газов начальных ступененй). Кроме того, данная технология осложняется необходимостью включения в схему компрессоров, работающих на сероводородном газе (рис. 80).
Рис.80. Технологическая схема установки очистки нефти от сероводорода с компримированием газа
Исходная нефть потоком I после первой и второй ступени сепарации в сепараторах 1 и 2 (соответствующие газы потоком III и IV выводятся с установки при необходимости на очистку от сероводорода) подогревается в паровом подогревателе 3 до необходимой температуры (обычно 80 – 1000С) и направляются на третью ступень сепарации в сепаратор 4, где и осуществляется окончательная отгонка Н2S (вместе с бензином стабилизации). Очищенная и стабилизированная нефть после водяного холодильника 12 потоком VII покидает установку. Вся остальная часть схемы предназначена для разделения попутного газа третьей ступени сепарации и бензина стабилизации. Для этого, газо – паровая смесь после сепаратора 4 проходит водяной конденсатор – холодильник 5 и поступает в 3 последовательно расположенных сепаратора 6, 8 и 10 на газовой линии которых находятся компрессора 7 и 9, поднимающие давление до 10 атм. В подобных условиях весь бензин стабилизации переходит в жидкую фазу, а газ третьей ступени потоком V покидает установку. Для очистки бензина стабилизации от сероводорода его после теплообменника 11 направляют в стабилизационную колонну 13 источником тепла в которой служит горячая струя, создаваемая насосом 14 и паровым подогревателем 16. Очищенный бензин стабилизации насосом 15 прогоняется через теплообменник 11, водяной холодильник 17 и либо сбрасывается в линию стабильной нефти (как на схеме), либо выводится отдельной линией. Первый вариант более предпочтителен. Т.к. этот бензин полностью лишен не только сероводорода, но и углеводородов от метана до бутана, поэтому не может существенно повлиять на свойства стабильной нефти, а вот её количество заметно повышается. Н2S и углеводороды от метана до бутана по шлемовой линии из стабилизационной колонны через водяной конденсатор – холодильник 18 поступают в сепаратор 19, где делятся на сжиженный газ (в основном, пропан и бутан) и сероводород с остатками метана и этана. Газовая составляющая сбрасывается с помощью компрессора 20 в линию газа третьей ступени сепарации, а жидкая составляющая частично возвращается на орошение колонны, а частично потоком VIII выводится с установки. После компрессоров 7 и 9 устанавливают водяные холодильники.
в) Очистка методом отдувки
Данный способ позволяет достичь международных норм качества при содержании сероводорода в исходной продукции от 100 до 1000 мг/л. Основным достоинством процесса является его экономичность, т.к.он требует гораздо менее интенсивного нагрева чем предыдущий метод и намного более регулируем, чем метод горячей сепарации (рис.81).
Рис.81. Технологическая схема очистки нефти от сероводорода методом отдувки.
Исходная нефть (поток I) после первой и второй ступени сепарации в сепараторах 1 и 2 подогревается в паровом подогревателе 3 до температуры 20 – 600С и при давлении 0,1 – 0,4 МПа направляется в отдувочную колонну 4, заполненную кольцами Рашига. В нижнюю часть колонны потоком VII подаётся отдувочный газ, который барботирует через нефть, вытесняя из ней агрессивные компоненты, после чего потоком IV направляется на собственную очистку. Очищенная нефть освобождается от отдувочного газа в сепараторе 5 (при необходимости после дополнительного нагрева) и потоком VIII покидает установку. В качестве отдувочного газа обычно применяют углеводородный газ первой ступени сепарации без его предварительной очистки от Н2S. В указанном диапазоне параметров при удельном расходе газа порядка 5 м3/м3 нефти и плотности орошения насадки около 8 м3/м2.час эффективность отдувки достигает 98,5 % и при замене колец Рашига на более современную насадку производительность колонны может быть увеличена более чем в 10 раз.
При отдувке одновременно с агрессивными примесями из нефти извлекаются N2, CO2, CH4, C2H6 и до 60 % бутан – пропановой фракции, т.е.нефть подвергается стабилизации. Давление насыщенных паров такой нефти даже при 380С не превышает 0,5 – 0,7 атм, а потери нефти с потоком IV достигают 1 % мас.
В качестве отдувочного газа можно так же применять любой другой газ (кроме воздуха), не содержащий Н2S. Наиболее хорошо себя зарекомендовал технический азот.
г) очистка методом отпарки
Данный способ позволяет достичь международных норм качества при содержании Н2S в исходной продукции в том же диапазоне, что и метод отдувки, но в отличии от него имеет существенно меньшие потери нефти, но зато требует глубокого предварительного обезвоживания и обессоливания (рис.82).
Исходная нефть (поток I) после 1 и 2 ступени сепарации в сепараторах 1 и 2 охлаждается в водяном холодильнике 3 ( ~ до 300С – для уменьшения потери нефти) и направляется в тарелчатую отпарную колонну 4 в нижней части которой при давлении порядка 2 атм с помощью горячей струи поддерживается температура 120 – 1300С (печь 5). При числе тарелок 20 – 25 из нефти удаётся извлечь до 99 % Н2S (совместно с С2 – С4), которые потоком V направляются на очистку. Иногда, вместо отпарной колонны устанавливают ректификационную колонну с организацией орошения, но это требует более сильного нагрева внизу и для тяжелых нефтей не применяется.
Рис. 82. Технологическая схема установки отпарки нефти от сероводорода
д) Метод ректификации нефти и газового остатка
Это усложнённый вариант предыдущего способа (совмещенного с «б»), который позволяет обрабатывать нефти в широком диапазоне содержания сероводорода. Процесс (рис. 83) позволяет получать низкое содержание сероводорода в товарной нефти (до 10 мг/л) при малых её потерях и давлениях в колоннахх не более 8 атм при температурах низа 180 – 1900С. Описание схемы опускаем вследствии её аналогичности.
Рис. 83. Технологическая схема установки ректификации нефти и газового остатка
1,2,8,11,14,19 – сепараторы; 3,6,7,10,13,18 – холодильники; 17 – подогреватель; 15 – теплообменник; 4 – отпарная колонна; 16 – фракционирующий конденсатор; 9,12 – компрессоры; 5 печь.
I – исходная нефть; II – газ второй ступени сепарации; III – газ первой ступени сепарации; IV вода (хладоагент); V – очищенная нефть; VI – кислые газы; VII – пар; VIII – газ третьей ступени; IX – газ третьей ступени.
е) Очистка нефти химреагентами
Наибольшее распространение получил способ защелачивания, заключающийся в контактировании водного раствора щёлочи с Н2S – содержащей нефтью. Как правило, используются растворы щелочей с концентрацией активного компонента 5 – 10 % мас. С расходом до 20 % об. Отработанный реагент отделяется методом отстоя. Способ позволяет понизить содержание Н2S с 600 – 2000 мг/л (0,7 – 2 % мас) до 15 – 25 мг/л (0,002 – 0.003 % мас), но ведёт к образованию так называемых «жестких» стоков (отработанной щелочи), утилизация которых с учетом требований охраны окружающей среды представляет сложную задачу.
При этом, для предотвращения образования сульфтдов железа (пирофорные соединения) при смешении Н2S – содержащих нефтей с продукцией девона рекомендуется прямо в скважины подавать хелатообразующие агенты, например динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кослоты (ЭДТА) в количестве 300 г/т воды.