способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа. Отдувка нефти газом


Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа

Изобретение относится к способам подготовки нефти к транспорту и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке нефти с высоким содержанием сероводорода. Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа, включающий сепарацию сероводородсодержащей нефти в первой и второй ступенях сепарации, последующий нагрев сероводородсодержащей нефти в установке нагрева нефти, отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, сепарацию нефти в сепараторе низкого давления, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, компримирование на компрессорной станции попутного нефтяного газа из второй ступени сепарации нефти, сепаратора низкого давления и десорбционной колонны. После компримирования попутный нефтяной газ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20% поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти. Технический результат - увеличение выхода товарной нефти, увеличение эффективности десорбционной очистки нефти от сероводорода. 2 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к способам подготовки нефти к транспорту и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке нефти с высоким содержанием сероводорода.

Известен способ подготовки сырой нефти путем ее многоступенчатой сепарации (А.с. №1431798 СССР, МПК B01D 19/00, опубл. 23.10.1988), включающий подачу углеводородного газа, выделившегося на первой ступени сепарации, в последующую ступень. При этом газ на отдувку подают в количестве 1-3 м3 на 1 м3 нефти, поступающей на концевую ступень сепарации.

Недостатком данного способа является низкая эффективность удаления сероводорода, вследствие чего подготовленная нефть по остаточному содержанию сероводорода не удовлетворяет требованиям, предъявляемым ГОСТ 51858-2002.

Известен также способ подготовки сероводородсодержащей нефти (Лесухин С.П., Соколов А.Г., Позднышев Г.Н. Основные направления развития технологии очистки нефти от сероводорода // Нефтяное хозяйство. - 1989. - №8. - С. 50-54), включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку очищенным от сероводорода углеводородным газом в дополнительной десорбционной колонне при температуре 40-50°С, давлении 0,1-0,6 МПа и удельном расходе отдувочного газа 5-50 м3/м3 нефти.

Недостатком данного способа является то, что для снижения значения массовой доли сероводорода в нефти до 20 ppm требуется подача большого количества углеводородного газа (30-50 м3/м3), не содержащего сероводорода, что ведет к необходимости увеличения пропускной способности сборных газопроводов, мощности компрессорных станций и установки очистки газа от кислых компонентов (УСО).

Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки сероводородсодержащей нефти (патент RU №2220756, МПК B01D 19/00, B01D 53/52, опубл. 10.01.2004, бюл. №1), включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне с последующим вводом и перемешиванием с монометанолэтаноламином (ММЭА) - продуктом взаимодействия моноэтаноламина и формальдегида.

Известный способ позволяет снизить значение массовой доли сероводорода в товарной нефти до 20 ppm при сочетании физического (сепарации и отдувки нефти углеводородным газом в колонне) и химического (нейтрализации сероводорода при использовании ММЭА) методов удаления сероводорода из нефти. При этом отдувка нефти осуществляется углеводородным газом, не содержащим сероводород, или природным газом до достижения не более 90%-ной степени ее очистки от сероводорода и смешением ММЭА с нефтью из расчета 4-15 г на 1 г остаточного сероводорода с последующим введением в нефть воздуха, взятого из расчета 0,5-1,5 моль кислорода на 1 моль остаточного сероводорода.

Недостатком двух вышеописанных способов является то, что в процессе отдувки нефти в колонне происходит не только десорбция сероводорода в газовую фазу, но и стабилизация нефти, сопровождающаяся переходом углеводородов (от пропана и выше) в состав газа отдувки, уменьшая тем самым выход товарной нефти. Эти фракции газа способны после сжатия компрессорами и соответствующего охлаждения конденсироваться. Часть компонентов попутного нефтяного газа (ПНГ) конденсируется при искусственном охлаждении на компрессорной станции (КС), а часть - при естественном охлаждении в газопроводе от компрессорной станции до УСО, что значительно снижает пропускную способность системы газосбора.

Переход компонентов из нефти в состав газа отдувки также приводит к увеличению объема ПНГ, поступающего в систему газосбора, и, как следствие, увеличению затрат, связанных с его очисткой от сероводорода на УСО.

Для подготовки ПНГ к транспортировке его сжимают в компрессорах на КС и охлаждают с помощью аппаратов воздушного охлаждения (АВО) с последующей сепарацией перед подачей в магистральный газопровод. Температура охлаждения газа в АВО после его сжатия зависит от температуры окружающего воздуха, которая меняется в широких пределах в течение года. Недостатком данного варианта охлаждения является невозможность достижения температуры газа ниже температуры грунта на глубине залегания газопровода. Применение холодильных машин (например, парокомпрессионного типа) требует использование дорогостоящего оборудования и высококвалифицированного персонала для обслуживания.

С увеличением давления и температуры ПНГ в начале газопровода, а также с уменьшением температуры окружающей среды объем образующегося конденсата увеличивается.

Понижение температуры газа в газопроводе происходит вследствие его расширения, а также отдачи им тепла более холодной поверхности - стенке газопровода. Вследствие того, что температура стенки ниже температуры газа, на внутренней ее поверхности может происходить процесс конденсации углеводородов. Конденсация происходит также и в объеме газа, на поверхности центров конденсации, которыми служат посторонние частицы, взвешенные в газе, или мелкие капельки конденсата, возникающие самопроизвольно вследствие случайных отклонений от равномерного распределения молекул в газе в результате теплового воздействия. При конденсации газа на внутренней поверхности стенки происходит два процесса: процесс теплопередачи и передачи массы. Оба эти процесса приводят к снижению температуры газа, а это в свою очередь способствует продолжению процесса конденсации. Состав и объем углеводородов, переходящих в жидкое состояние, будет при этом изменяться в соответствии с изменением состава газа.

Процесс конденсации углеводородов в объеме характеризуется ростом центров конденсации до размеров капелек тумана с последующим оседанием капелек на внутренней поверхности стенки трубы или на поверхности конденсата, образовавшегося на ней.

Например, для Республики Татарстан температура газа после воздушного охлаждения в зимний период времени в среднем изменяется от 5 до 10°С, в летний - от 15 до 30°С. При транспортировке ПНГ по газопроводу его температура приближается к температуре грунта, которая составляет в зимний период года 0-5°С, а в летний - 8-12°С, что приводит к выпадению конденсата и его накоплению в газопроводе.

Техническими задачами изобретения являются увеличение эффективности десорбционной очистки нефти от сероводорода, увеличение выхода товарной нефти, уменьшение объема конденсата, образующегося на КС и системе газосбора, уменьшение эксплуатационных затрат на подготовку газа на КС, а также расхода газа, поступающего на установку сероочистки, и, как следствие, уменьшение затрат на очистку нефти и газа от сероводорода.

Технические задачи решаются способом подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа, включающим сепарацию сероводородсодержащей нефти в первой и второй ступенях сепарации, последующий нагрев сероводородсодержащей нефти в установке нагрева нефти, отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, сепарацию нефти в сепараторе низкого давления, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, компримирование на компрессорной станции попутного нефтяного газа из второй ступени сепарации нефти, сепаратора низкого давления и десорбционной колонны, отбор попутного нефтяного газа из первой ступени сепарации и его подачу на установку сероочистки.

Новым является то, что после компримирования ПНГ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20%, поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти.

На фиг. 1 изображена схема осуществления способа, в котором используются сепарация нефти, отдувка углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, подача ПНГ с КС в поток сырой сероводородсодержащей нефти, поступающей на первую ступень сепарации.

На фиг. 2 представлены данные по содержанию в нефти сероводорода, углекислого газа, азота, метана и этана перед десорбционной колонной и после нее.

На фиг. 3 представлены данные по содержанию в нефти пропана, изо-бутана, н-бутана, изо-пентана и подобных компонентов перед десорбционной колонной и после нее.

Для реализации способа сырую сероводородсодержащую нефть по трубопроводу 1 (фиг. 1) подают в сепараторы 2 первой ступени сепарации по подводящим трубопроводам 3. Затем нефть через вторую ступень сепарации 4 подают с помощью насоса 5 в установку нагрева нефти 6, где осуществляется ее нагрев. Далее нагретую нефть направляют в верхнюю часть десорбционной колонны 7. В нижнюю часть десорбционной колонны 7 подают углеводородный газ, не содержащий сероводород, по газопроводу 8. С десорбционной колонны 7 сероводородсодержащий газ по газопроводу 9 поступает на КС 10, а нефть через сепаратор 11 низкого давления на смешение с химическим реагентом - нейтрализатором сероводорода 12. Далее нефть подают в трубопровод и/или реактор 13, в котором протекает химическая реакция взаимодействия сероводорода с реагентом - нейтрализатором сероводорода 12. Расход реагента определяется исходя из массовой доли сероводорода в нефти после десорбционной колонны 7 и требуемого качества сдаваемой продукции по содержанию сероводорода согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002. После проведения процесса нейтрализации нефть, очищенная от сероводорода, отводится по трубопроводу 14.

ПНГ со второй ступени сепарации 4, десорбционной колонны 7 и сепаратора 11 низкого давления по газопроводам 9, 15, 16 направляют на прием компрессоров 17 компрессорной станции 10 на компримирование. Сжатый ПНГ с выкида компрессоров 17 компрессорной станции 10 по газопроводу 18 подают в подводящие нефтепроводы 3 сепараторов 2 первой ступени. Газ, отделившийся от нефти в сепараторах 2, по газопроводу 19 направляют на УСО.

Результаты, полученные при испытаниях известной и предлагаемой установки подготовки сероводородсодержащей нефти и ПНГ, приведены в табл. 1.

Возможен вариант подачи только части от объема газа с КС 10 по газопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации, а оставшегося объема - на УСО. В этом случае положительный эффект (снижение массовой доли сероводорода в нефти после десорбционной колонны, снижение объема газа, поступающего на УСО, снижение количества конденсата, образующегося в системе газосбора и увеличение выхода товарной нефти) достигается при подаче даже части от всего объема ПНГ, подаваемого с КС 10 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации (табл. 2). С увеличением объема ПНГ, подаваемого с КС 10 по газопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации, эффективность предлагаемого способа только возрастает и достигает максимальной эффективности при подаче всего объема газа с КС 10 по газопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации.

Заявляемый способ отличается от прототипа тем, что после компримирования ПНГ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20%, поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти.

Положительный эффект достигается за счет того, что при подаче ПНГ по газопроводу 18 с компрессорной станции 10 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации происходит перераспределение компонентов газа в объеме сероводородсодержащей нефти, вследствие чего повышается общее газосодержание жидкой фазы. Одновременно происходит интенсивное снижение температуры газа, подаваемого по газопроводу 18, за счет теплообмена с жидкостью в процессе движения газожидкостной смеси в трубопроводе 3 и сепараторах 2 первой ступени. В результате тепло-массообменного процесса между ПНГ и сероводородсодержащей нефтью часть компонентов, содержащихся в газе, переходит в состав нефти. Доля компонентов, входящих в состав газа, подаваемого по газопроводу 18, в нефти существенно возрастает по сравнению с прототипом. При этом точка росы газа, отделившегося от жидкости в сепараторах 2 первой ступени, существенно снижается, что позволяет полностью исключить возможность образования конденсата в системе газосбора.

Такие компоненты, как метан, этан, азот и углекислый газ, легче отделяются от жидкости в процессе сепарации, и их доля в составе нефти перед колонной отдувки уменьшается (фиг. 2). В свою очередь это приводит к снижению эффективности отделения пропана, бутана, гептана и других подобных компонентов и увеличению массовой доли сероводорода в нефти (фиг. 2, 3) перед десорбционной колонной 7. Однако подача нефти в десорбционную колонну 7 с повышенным содержанием пропан-бутановых и пентановых фракций позволяет снизить объем не содержащего сероводород газа, подаваемого в десорбционную колонну 7. В десорбционной колонне 7 в процессе массообмена между этим газом и сероводородсодержащей нефтью пропан и более высококипящие углеводороды из жидкой фазы частично переходят в газовую, что способствует более легкой десорбции сероводорода. Благодаря этому уменьшается массовая доля сероводорода в нефти после десорбционной колонны при прочих равных условиях. Это позволяет уменьшить расход нейтрализатора сероводорода 12, подаваемого в поток нефти после сепаратора 11 низкого давления.

При осуществлении способа по изобретению объем газа, подаваемого на УСО, уменьшается вследствие перехода пропан-гексановой фракции из газовой фазы в жидкую в процессе тепло-массообмена нефти с рециркулируемым ПНГ в нефтепроводе 3 перед сепараторами 2 первой ступени. Данная фракция на последующих ступенях сепарации нефти частично вновь переходит в газовую фазу и начинается новый цикл круговорота углеводородных компонентов.

За счет возврата пропана, бутана, гептана и других подобных компонентов ПНГ в состав нефти предлагаемый способ позволяет увеличить выход товарной нефти. При этом превышение давления насыщенных паров нефти согласно требований ГОСТ Р 51858-2002 не наблюдается вследствие ее стабилизации в десорбционной колонне 7 (табл. 1, 2).

Положительным фактором при осуществлении способа (при подаче всего объема газа с компрессорной станции 10 по трубопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации) является также отсутствие необходимости охлаждения газа после компримирования, что позволяет снизить затраты электроэнергии и исключить необходимость использования холодильного оборудования.

Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти и ПНГ прост в исполнении и не требует значительных затрат на его осуществление. Его реализация возможна как на существующих установках подготовки нефти, так и на вновь проектируемых.

Предлагаемое сочетание физических (двухступенчатой сепарации нефти, отдувки нефти в десорбционной колонне и подачи ПНГ с КС 10 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации) и химических (нейтрализации сероводорода в нефти химическими реагентами) методов удаления сероводорода из нефти при ее подготовке позволяет:

- уменьшить расход нейтрализатора сероводорода;

- увеличить выход товарной нефти;

- полностью исключить возможность образования конденсата в газопроводе от КС до УСО;

- уменьшить расход ПНГ, поступающего в систему газосбора, и, как следствие, снизить затраты на очистку газа от сероводорода на УСО;

- исключить необходимость использования холодильного оборудования на КС.

Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа, включающий сепарацию сероводородсодержащей нефти в первой и второй ступенях сепарации, последующий нагрев сероводородсодержащей нефти в установке нагрева нефти, отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, сепарацию нефти в сепараторе низкого давления, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, компримирование на компрессорной станции попутного нефтяного газа из второй ступени сепарации нефти, сепаратора низкого давления и десорбционной колонны, отбор попутного нефтяного газа из первой ступени сепарации и его подачу на установку сероочистки, отличающийся тем, что после компримирования попутный нефтяной газ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20% поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти.

www.findpatent.ru

установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов - патент РФ 2456053

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и рекомендуется для очистки нефти и нефтяного газа. Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов включает трубопровод сернистого нефтяного газа, блок очистки нефти содержит две последовательно соединенные по ходу движения нефти колонны отдувки с дополнительной функцией нейтрализации сернистых соединений, состоящие из свободного цилиндрического корпуса для пенно-струйного контактирования нефти и газа, по оси которого внизу установлен жидкостно-газовый инжектор с вводом сернистой нефти, служащей рабочей жидкостью для жидкостно-газового инжектора, и вводом бессернистого или малосернистого нефтяного газа, после конфузора в камере смешения жидкостно-газового инжектора выполнены отверстия с образованием камеры поступления реагента для нейтрализации сернистых соединений; на расстоянии от дна свободного корпуса через гидрозатвор выполнен отвод очищенной нефти, которая по трубопроводу поступает во ввод жидкостно-газового инжектора второй колонны отдувки, также служащей рабочей жидкостью для жидкостно-газового инжектора, камеры поступления реагента в жидкостно-газовые инжекторы колонн отдувки соединены трубопроводом через трехходовой кран с емкостью для реагента; далее вывод нефти со второй колонны отдувки соединен трубопроводом с вводом сепаратора-отстойника, из которого выполнен отвод очищенной товарной нефти; установка дополнительно содержит блок очистки нефтяного газа, включающий циркуляционный контур жидкого реагента, в который входят жидкостно-газовый инжектор, совмещенный с ним сепаратор для жидкого реагента, центробежный насос, холодильник и вновь жидкостно-газовый инжектор, между центробежным насосом и сепаратором установлен инжектор для подачи через него свежего реагента; далее блок образует циркуляционный контур нефтяного газа, в который входят сепаратор жидкостно-газового инжектора, коллектор очищенного нефтяного газа с отводом вне установки, с отводами в колонны отдувки; коллектор сернистого газа с вводами от колонн отдувки, с вводами от сепараторов через инжектор, с вводом через инжектор сернистого нефтяного газа, холодильник и вновь жидкостно-газовый инжектор блока очистки нефтяного газа. Заявленная установка позволяет эффективно очищать нефть и нефтяной газ с использованием модернизированной конструкции газожидкостного инжектора. 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2456053

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности применительно к условиям месторождения нефти.

Известны следующие методы очистки нефти от сернистых соединений:

- многоступенчатая сепарация;

- химическая: прямым окислением сероводорода в нефти кислородом воздуха в присутствии щелочных растворов с катализатором;

- нейтрализация сернистых соединений смешением нефти с жидкими реагентами;

- ректификация;

- отдувка нефти бессернистым или малосернистым углеводородным газом.

Анализ методов и схем установок к ним, данных в статьях, перечисленных ниже, показал, что в условиях промысла наиболее целесообразно самостоятельное использование многоступенчатой сепарации, отдувки нефти углеводородным газом, при определенных требованиях, нейтрализации сернистых соединений жидкими реагентами и комбинации нескольких методов одновременно.

[1]. Е.И. Андреева, С.П. Лесухина «Разработка процесса извлечения сероводорода и стабилизации нефти месторождения Тенгиз отдувкой нефтяным газом». «Проблемы освоения нефтяных месторождений с аномальными свойствами», г.Куйбышев 1983 г., Гипровостокнефть, С. 99-111.

[2]. Р.З. Сахабутдинова, А.Н. Шаталов, Р.М.Гарифуллина и др. «Технология очистки нефти от сероводорода». «Нефтяное хозяйство», № 7 2008. С.82-85.

[3]. Патент RU № 2349365 «Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов», 07.09.2007. Опубл. 20.03.2009.

[4]. Патент RU № 2305123 «Способ подготовки сероводородсодержащей нефти», 20.03.2006. Опубл. 27.08.2007.

[5]. Рекламный проспект «Установка глубокой дегазации нефти», ООО «НТ Нефть и Газ» 2007 г. http://www.ntng.ru/index1 5.html.

Предложены принципиальные схемы комплекса установок по извлечению сероводорода и стабилизации нефти, рассмотренные в статье Е.И. Андреева, С.П. Лесухина «Разработка процесса извлечения сероводорода и стабилизации нефти месторождения Тенгиз отдувкой нефтяным газом», «Проблемы освоения нефтяных месторождений с аномальными свойствами», г.Куйбышев, 1983 г., Гипровостокнефть, С.99-111, включающие по ходу движения нефти сепараторы 1-ой С-1, 2-ой С-2 и 3-ей С-3 ступеней сепарации, отстойник, сепаратор 4-ой ступени С-4, насос, печь, два электродегидратора, сепаратор 5-ой ступени С-5, компрессоры и две колонны отдувки К-1 и К-2 с различным размещением в схемах. Газ после С-1 очищается от сероводорода на установке высокого давления (СВД), газ после С-2 очищается на установке низкого давления (СНД). Газы сернистые после С-4, колонны отдувки, С-5, после компримирования поступают на сероочистку на установку СНД.

Анализируя три схемы комплекса установок применительно к условиям конкретного месторождения, авторы расчетным путем обосновывают и рекомендуют к дальнейшей разработке третью схему, когда по ходу движения нефти одну колонну отдувки, первую, располагают после отстойника, а вторую - после 4-ой ступени сепарации перед насосом, печью, электродегидраторами и С-5, при этом газ на отдувку в первую колонну подается с С-2 без удаления сероводорода, во вторую - с С-3, С-4 и С-5 с установки сероочистки СНД.

Предложенная схема имеет, на наш взгляд, следующие недостатки: авторы, обосновывая схему защитой от коррозии оборудования, следующего после второй колонны отдувки, одновременно направляют на компримирование в газовый компрессор К-1 сернистый газ от С-4, второй колонны отдувки и С-5; газовый компрессор, в первую очередь, должен быть защищен от коррозии. Первая колонна будет малоэффективной, поскольку отдувочный газ поступает в колонну не очищенным от сероводорода. Предполагая надежность расчетов, предлагаемую схему комплекса установок возможно использовать при проектировании новых месторождений с высоким пластовым давлением нефти, поскольку использование схемы для действующего месторождения потребует серьезной реконструкции.

Схема достаточно сложна. Не раскрываются установки очистки от сероводорода высокого и низкого давления, для повышения давления газов используются две компрессорные установки, требующие квалифицированного обслуживания.

Обычно удаление сероводорода и меркаптанов в колонне отдувки осуществляют после подготовки нефти. При этом отдувочный бессернистый углеводородный газ используют со «стороны» с установки сероочистки.

Наиболее близкой к предлагаемой установке является установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов: Патент RU № 2349365 «Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов», 07.09.2007, опубл. 20.03.2009, включающая подводящие трубопроводы сернистой нефти и малосернистого или бессернистого углеводородного газа, блок очистки в колонне отдувки, блок нейтрализации остаточных сернистых соединений в нефти, сепараторы, емкости, насосы, приборы контроля, дозирование и автоматика. Установка холодильника, дополнительных нефтегазового сепаратора, газосепаратора, параллельно работающих двух емкостей для выдержки нефти в течение (двух и более часов) позволяют повысить качество товарной нефти при временном отключении колонны отдувки.

Недостатками рассматриваемой установки являются:

- однократное использование для отдувки бессернистого или малосернистого нефтяного или природного газа, получаемых со «стороны»; т.е. подготовленных вне установки.

- направление вне установки («на сторону») низконапорных сернистых газов с верха газосепаратора после колонны отдувки и с верха нефтегазосепаратора на утилизацию или на факельное сжигание с возможным загрязнением атмосферы;

- необходимость после обработки нефти отдувочным газом и водными растворами реагента его отстаивание не менее 2-х часов в статическом состоянии (без заполнения и опорожнения) в двух-трех параллельно установленных емкостях для продолжения работы реагента, удаление воды и продуктов реакции.

Промышленные испытания на объектах ОАО «Татнефть» Р.З. Сахабутдинова, А.Н. Шаталов, P.M. Гарифуллина и др., «Технология очистки нефти от сероводорода», «Нефтяное хозяйство», № 7 2008. С.82-85 показывают, что не всегда удается исключить негативное влияние продуктов реакции на качество нефти.

Таким образом, для обеспечения работы рассматриваемой установки требуются «на стороне» блок подготовки бессернистого или малосернистого углеводородного газа для отдувки, блок утилизации сернистого газа или блок факельного хозяйства.

Задачей предлагаемого изобретения является создание автономной установки для работы в условиях месторождения для очистки от сероводорода и меркаптанов подготовленной нефти и одновременно нефтяного газа с использованием оборудования, не требующего квалифицированного обслуживания с получением не только товарной нефти и очищенного компримированного нефтяного газа, но и в качестве товарной продукции продуктов взаимодействия водорастворимого реагента с сернистыми соединениями, обладающими антикоррозионным действием в серосодержащей среде и свойствами бактерицида, подавляющего рост сульфатвосстанавливающих бактерий.

Предлагаемая установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов включает подводящие к установке трубопроводы подготовленной сернистой нефти и сернистого газа, блок очистки нефти, сепараторы, холодильники, емкости, насосы, приборы контроля, дозирования и автоматики, при этом блок очистки нефти содержит две последовательно соединенные по ходу движения нефти колонны отдувки газом с дополнительными функциями нейтрализации сернистых соединений жидкими реагентами, состоящие из свободного цилиндрического корпуса для пенно-струйного контактирования нефти и газа, по оси которого внизу установлен жидкостно-газовый инжектор ЖГИ с вводом сернистой нефти, служащей рабочей жидкостью для ЖГИ, и с вводом бессернистого или малосернистого нефтяного газа, после конфузора в камере смешения ЖГИ выполнены отверстия с образованием камеры поступления реагента для нейтрализации сернистых соединений; на расстоянии от дна свободного корпуса через гидрозатвор выполнен отвод очищенной нефти, которая по трубопроводу поступает во ввод ЖГИ второй колонны отдувки, также служащей рабочей жидкостью для ЖГИ, камеры поступления реагента в ЖГИ колонн отдувки соединены трубопроводом через трехходовой кран с емкостью для реагента; далее вывод нефти со второй колонны отдувки соединен трубопроводом с вводом сепаратора-отстойника, из которого выполнен отвод очищенной товарной нефти;

установка дополнительно содержит блок очистки нефтяного газа, включающий циркуляционный контур жидкого реагента, в который входят ЖГИ, совмещенный с ним сепаратор для жидкого реагента, центробежный насос, холодильник и вновь ЖГИ, между центробежным насосом и сепаратором установлен инжектор для подачи через него свежего реагента; далее дополнительный блок образует циркуляционный контур нефтяного газа, в который входят сепаратор ЖГИ, коллектор очищенного нефтяного газа с отводом вне установки, с отводами в колонны отдувки, далее коллектор сернистого газа с вводами от колонн отдувки, с вводами от сепараторов через инжекторы, с вводом через инжектор сернистого нефтяного газа, холодильник и вновь ЖГИ блока очистки нефтяного газа.

Анализ выявленных технических решений в рассматриваемой области показал, что нет установки, аналогичной заявленной, что позволяет сделать вывод о соответствии ее критериям «новизна» и «изобретательский уровень».

На чертеже представлена принципиальная схема установки очистки нефти.

Установка включает:

- блок очистки нефти, состоящий из двух последовательно соединенных по ходу движения нефти колонн отдувки 1 и 2, сепаратор-отстойник 3, газосепаратор 4, емкость для реагента 5, трехходовой кран 6 и вентиль 7;

- блок очистки нефтяного газа, состоящий из циркуляционного контура жидкого реагента, в который входят жидкостно-газовый инжектор 8, совмещенный с ним сепаратор 9 для жидкого реагента, эжектор 23 для ввода жидкого реагента из емкости 10 по трубопроводу 11, центробежный насос 12, холодильник воздушного охлаждения 13; сепаратор 9 имеет вывод 26 балансового усредненного количества реагента, вывод 28 сконденсировавшихся углеводородов;

- блок очистки нефтяного газа содержит также циркуляционный контур нефтяного газа, в который входят ЖГИ 8 с сепаратором 9, коллектор очищенного газа 14 с отводами 15 и 16 в колонны отдувки 1 и 2 и отвод 17 «на сторону», коллектор сернистого газа 18 с вводами в него 19, 20 от колонн отдувки 1, 2, с вводами 21, 22 от сепараторов 3, 4 через эжекторы 23, ввод 24 через эжектор 23 нефтяного газа и выводом 25 через холодильник 13 воздушного охлаждения в ЖГИ 8 блока очистки нефтяного газа.

Колонны отдувки 1 и 2 состоят из свободного цилиндрического корпуса с коническим днищем, по оси которого внизу установлен ЖГИ с вводом 1.2 сернистой нефти в камеру рабочей жидкости, поступающей в ЖГИ по трубопроводу 27, и с вводом 1.3 бессернистого или малосернистого нефтяного газа в камеру эжектируемого газа 1.5. ЖГИ колонн отдувки 1 и 2 снабжены соплом кольцевого сечения (не показан). После конфузора 1.4 в начале камеры смешения 1.1 образуется зона рециркуляции газожидкостной смеси с пониженным давлением. Зона рециркуляции камеры смешения 1.1 с отверстиями охвачена камерой 1.5 с вводом 1.6 для поступления реагента. Цилиндрический корпус колонны отдувки в верхней части снабжен каплеотбойником 1.7 и патрубком для сернистого газа 1.8, а в нижней части - гидрозатвором 1.9 с выводом 1.10 для очищенной нефти. Вверху гидрозатвора имеются отверстия 1.11 для удаления выделившегося из нефти газа.

Установка очистки нефти работает следующим образом. Подготовленная (дегазированная, обезвоженная и обессоленная) сернистая нефть под давлением по трубопроводу 27 поступает в колонну отдувки 1 - во ввод 1.2 камеры рабочей жидкости ЖГИ. Одновременно по отводу 15 из коллектора 14 очищенный нефтяной газ поступает во ввод 1.3 камеры эжектируемого газа ЖГИ. Истекая из кольцевого сопла (не показан), нефть образует мелкодисперсную нефтяную кольцевую веерную струю, которая, взаимодействуя с эжектируемым нефтяным газом в начале камеры смешения 1.1, создаст газожидкостную смесь, когда газ полностью диспергируется в нефти. Пройдя диффузорную часть камеры смешения, газожидкостная струя истекает в свободный цилиндрический корпус и образует циркулирующий пенный слой нефти и газа. На всем протяжении тесного взаимодействия нефти и газа протекает процесс десорбции сернистых соединений из нефти в газ. Сернистый нефтяной газ, пройдя каплеотбойник 1.7, непрерывно уходит через патрубок 1.8 во ввод 19 и в коллектор 18 сернистого газа. Также происходит непрерывное удаление очищенной нефти через гидрозатвор 1.9 и вывод 1.10. Положение вывода 1.10 обеспечивает определенную высоту нефти внизу цилиндрического корпуса для обеспечения пенного режима контактирования. Выделившийся в гидрозатворе 1.9. газ удаляется через отверстия 1.11. Колонну отдувки нефти 1 можно принять за 1-ую ступень очистки. В определенных условиях в колонну отдувки возможно подавать и реагент как дополнение в снижении концентрации сернистых соединений в нефть.

Нефть из колонны отдувки 1 поступает в газосепаратор 4, откуда отсепарированный сернистый газ поступает в коллектор сернистого газа 18 через ввод 22 и эжектор 23. Очищенная нефть поступает в колонну отдувки 2 - вторую ступень очистки - во ввод 1.2 камеры рабочей жидкости. В камеру 1.4 эжектируемого газа одновременно поступает очищенный газ по отводу 15 из коллектора 14 очищенного газа. Процесс, описанный для колонны отдувки 1, повторяется в колонне отдувки 2. в который очищенный газ поступает по отводу 16. Очищенная нефть из колонны отдувки 2 поступает в сепаратор-отстойник 3, откуда нефть через гидрозатвор уходит с установки как товарная. Выделившийся сернистый газ через ввод 21 отводится в эжектор 23, а затем в коллектор 18 сернистой нефти. Во всех случаях объединения потоков разного уровня давления используется упрощенная конструкция эжектора 23 для уменьшения гидравлических потерь.

В случаях малых концентраций сернистых соединений для очистки нефти может использоваться одна колонна отдувки. Подача нефти в нее показана пунктирной линией. При повышенных концентрациях сернистых соединений в нефти предусмотрена подача реагента либо в первую, либо и во вторую колонну или в обе сразу. Обеспечивается двойное воздействие на нефть - удаление сернистых соединений отдувкой бессернистым углеводородным газом и связыванием их реагентом, что повышает надежность процесса более полного удаления сернистых соединений из нефти.

Подача реагента из емкости 5 регулируется положением крана 6. В положении 6 а - подача в обе колонны, 6 в - во вторую колонну, 6 с - в 1-ую колонну. Вентиль 7 служит для полного отключения подачи реагента в колонны отдувки.

В качестве нейтрализатора сернистых соединений в нефти и газе могут быть рекомендованы реагенты как водорастворимые (RU 22416884, RU 2242499, «Делисалф»; Исмагилова З.Ф. и др. «Разработка технологии производства новых поглотителей сероводорода и меркаптанов для нефтяной и газовой промышленности», YII конгресс нефтегазопромышленников России, Материалы Международной научно-практической конференции, «Нефтегазопереработка и нефтехимия - 2007», 22-25 мая, г.Уфа, с.266-267), прошедший положительные испытания и изготавливаемый ЗАО «Текойл» (г.Уфа) по ТУ 2458-009033818307-2005. Образовавшиеся нетоксичные продукты взаимодействия реагента с сернистыми соединениями, остающиеся в нефти, не влияют на дальнейшую ее переработку. Избирательное хемосорбционное взаимодействие с сероводородом и меркаптанами происходит практически мгновенно в широком интервале концентраций сероводорода, давлений и скорости потока. Совместное воздействие на сернистую нефть десорбционного и хемосорбционного процессов позволят повысить надежность и эффективность ее очистки от сероводорода и меркаптанов в какой-то степени достичь независимости общего процесса от концентрации сернистых соединений. Можно ожидать снижения расходов отдувочного газа и реагента. Количество подаваемого реагента определяется содержанием сероводорода и меркаптанов в нефти. Так для удаления 1 г сероводорода расход реагента «Делисалф» не превышает 4 г.

Собираемый в коллекторе 18, подаваемый на установку по трубопроводу 24 сернистый нефтяной газ, сернистый газ с колонн отдувки 1, 2, с сепараторов 3, 4 и 9 поступает в блок очистки нефтяного газа, в котором для удаления сернистых соединений могут быть рекомендованы водорастворимые реагенты (RU 2241684, RU 2359739, «Делисалф»). Реагент движется в циркуляционном контуре блока очистки нефтяного газа и является рабочей жидкостью для ЖГИ 8. Реагент диспергируется в газовой среде и взаимодействует с сернистыми соединениями. В циркулирующем водном растворе реагента и продуктов реакции поддерживается усредненная концентрация продуктов реакции. Из сепаратора 9 непрерывно удаляется его балансовое количество через вывод 26 и вводится такое же количество свежего реагента из бака 10 через трубопровод 11 и эжектор 23. На установке рекомендуется использовать один реагент как для очистки нефти, так и газа. Таким образом, упрощается установка за счет использования одного бака. Тщательно перемешанный в эжекторе 23, центробежном насосе 12 и трубопроводе реагент снова поступает в ЖГИ 8 на распыление, эжектирование сернистого газа и нейтрализацию сернистых соединений. Продукты реакции с некоторым количеством реагента являются, как уже отмечалось выше, товарным продуктом, могут использоваться не только в нефтегазовой отрасли, но и в металлургии и промышленной экологии. В сепараторе 9 может скапливаться слой углеводородной жидкости, которая эпизодически удаляется через вывод 28 в сепаратор-отстойник 3.

Водорастворимые реагенты (RU 2241684 и «Делисалф» по ТУ 2458-009033818307-2005) эффективно могут использоваться для очистки от сернистых соединений как нефти, так и газа. В этом случае в установке может использоваться один реагент.

Таким образом, предложенное изобретение позволяет: - одновременно решить две задачи: очистку от сероводорода и меркаптанов нефти и нефтяного газа за счет использования модернизированной конструкции несложного жидкостно-газового инжектора, не требующего квалифицированного обслуживания, обеспечить его многофункциональность как десорбера, как реактора и как компрессора, а именно эффективное контактирование сернистой нефти и обессеренного нефтяного газа в пенно-струйном режиме для десорбции сероводорода и меркаптанов отдувкой и химическим связыванием их с реагентом с одновременным компримированием газа без использования традиционных сложных компрессоров; функции реактора и компрессора выполняет и жидкостно-газовый инжектор в блоке очистки сернистого газа в струйно-капельном режиме контактирования газа и реагента.

Установка проста в обслуживании, требует для работы только электроэнергию и раствор реагента и является практически безотходной, так как кроме очищенных нефти и нефтяного газа отработанный (использованный) раствор реагента - тоже товарный продукт. При этом рекомендованные реагенты можно использовать как для очистки нефти, так и газа.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов, включающая подводящие трубопроводы сернистой нефти и газа, блок очистки нефти в колонне отдувки газом, блок нейтрализации остаточных сернистых соединений в нефти, сепараторы, холодильник, емкости, насосы, приборы контроля, дозирования и автоматики, отличающаяся тем, что к установке подводится трубопровод сернистого нефтяного газа, блок очистки нефти содержит две последовательно соединенные по ходу движения нефти колонны отдувки с дополнительной функцией нейтрализации сернистых соединений, состоящие из свободного цилиндрического корпуса для пенно-струйного контактирования нефти и газа, по оси которого внизу установлен жидкостно-газовый инжектор с вводом сернистой нефти, служащей рабочей жидкостью для жидкостно-газового инжектора, и вводом бессернистого или малосернистого нефтяного газа, после конфузора в камере смешения жидкостно-газового инжектора выполнены отверстия с образованием камеры поступления реагента для нейтрализации сернистых соединений, на расстоянии от дна свободного корпуса через гидрозатвор выполнен отвод очищенной нефти, которая по трубопроводу поступает во ввод жидкостно-газового инжектора второй колонны отдувки, также служащей рабочей жидкостью для жидкостно-газового инжектора, камеры поступления реагента в жидкостно-газовые инжекторы колонн отдувки соединены трубопроводом через трехходовой кран с емкостью для реагента, далее вывод нефти со второй колонны отдувки соединен трубопроводом с вводом сепаратора-отстойника, из которого выполнен отвод очищенной товарной нефти, установка дополнительно содержит блок очистки нефтяного газа, включающий циркуляционный контур жидкого реагента, в который входят жидкостно-газовый инжектор, совмещенный с ним сепаратор для жидкого реагента, центробежный насос, холодильник и вновь жидкостно-газовый инжектор, между центробежным насосом и сепаратором установлен инжектор для подачи через него свежего реагента, далее блок образует циркуляционный контур нефтяного газа, в который входят сепаратор жидкостно-газового инжектора, коллектор очищенного нефтяного газа с отводом вне установки, с отводами в колонны отдувки, коллектор сернистого газа с вводами от колонн отдувки, с вводами от сепаратора через инжекторы, с вводом через инжектор сернистого нефтяного газа, холодильник и вновь жидкостно-газовый инжектор блока очистки нефтяного газа.

www.freepatent.ru

Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и рекомендуется для очистки нефти и нефтяного газа. Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов включает трубопровод сернистого нефтяного газа, блок очистки нефти содержит две последовательно соединенные по ходу движения нефти колонны отдувки с дополнительной функцией нейтрализации сернистых соединений, состоящие из свободного цилиндрического корпуса для пенно-струйного контактирования нефти и газа, по оси которого внизу установлен жидкостно-газовый инжектор с вводом сернистой нефти, служащей рабочей жидкостью для жидкостно-газового инжектора, и вводом бессернистого или малосернистого нефтяного газа, после конфузора в камере смешения жидкостно-газового инжектора выполнены отверстия с образованием камеры поступления реагента для нейтрализации сернистых соединений; на расстоянии от дна свободного корпуса через гидрозатвор выполнен отвод очищенной нефти, которая по трубопроводу поступает во ввод жидкостно-газового инжектора второй колонны отдувки, также служащей рабочей жидкостью для жидкостно-газового инжектора, камеры поступления реагента в жидкостно-газовые инжекторы колонн отдувки соединены трубопроводом через трехходовой кран с емкостью для реагента; далее вывод нефти со второй колонны отдувки соединен трубопроводом с вводом сепаратора-отстойника, из которого выполнен отвод очищенной товарной нефти; установка дополнительно содержит блок очистки нефтяного газа, включающий циркуляционный контур жидкого реагента, в который входят жидкостно-газовый инжектор, совмещенный с ним сепаратор для жидкого реагента, центробежный насос, холодильник и вновь жидкостно-газовый инжектор, между центробежным насосом и сепаратором установлен инжектор для подачи через него свежего реагента; далее блок образует циркуляционный контур нефтяного газа, в который входят сепаратор жидкостно-газового инжектора, коллектор очищенного нефтяного газа с отводом вне установки, с отводами в колонны отдувки; коллектор сернистого газа с вводами от колонн отдувки, с вводами от сепараторов через инжектор, с вводом через инжектор сернистого нефтяного газа, холодильник и вновь жидкостно-газовый инжектор блока очистки нефтяного газа. Заявленная установка позволяет эффективно очищать нефть и нефтяной газ с использованием модернизированной конструкции газожидкостного инжектора. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности применительно к условиям месторождения нефти.

Известны следующие методы очистки нефти от сернистых соединений:

- многоступенчатая сепарация;

- химическая: прямым окислением сероводорода в нефти кислородом воздуха в присутствии щелочных растворов с катализатором;

- нейтрализация сернистых соединений смешением нефти с жидкими реагентами;

- ректификация;

- отдувка нефти бессернистым или малосернистым углеводородным газом.

Анализ методов и схем установок к ним, данных в статьях, перечисленных ниже, показал, что в условиях промысла наиболее целесообразно самостоятельное использование многоступенчатой сепарации, отдувки нефти углеводородным газом, при определенных требованиях, нейтрализации сернистых соединений жидкими реагентами и комбинации нескольких методов одновременно.

[1]. Е.И. Андреева, С.П. Лесухина «Разработка процесса извлечения сероводорода и стабилизации нефти месторождения Тенгиз отдувкой нефтяным газом». «Проблемы освоения нефтяных месторождений с аномальными свойствами», г.Куйбышев 1983 г., Гипровостокнефть, С. 99-111.

[2]. Р.З. Сахабутдинова, А.Н. Шаталов, Р.М.Гарифуллина и др. «Технология очистки нефти от сероводорода». «Нефтяное хозяйство», №7 2008. С.82-85.

[3]. Патент RU №2349365 «Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов», 07.09.2007. Опубл. 20.03.2009.

[4]. Патент RU №2305123 «Способ подготовки сероводородсодержащей нефти», 20.03.2006. Опубл. 27.08.2007.

[5]. Рекламный проспект «Установка глубокой дегазации нефти», ООО «НТ Нефть и Газ» 2007 г. http://www.ntng.ru/index1 5.html.

Предложены принципиальные схемы комплекса установок по извлечению сероводорода и стабилизации нефти, рассмотренные в статье Е.И. Андреева, С.П. Лесухина «Разработка процесса извлечения сероводорода и стабилизации нефти месторождения Тенгиз отдувкой нефтяным газом», «Проблемы освоения нефтяных месторождений с аномальными свойствами», г.Куйбышев, 1983 г., Гипровостокнефть, С.99-111, включающие по ходу движения нефти сепараторы 1-ой С-1, 2-ой С-2 и 3-ей С-3 ступеней сепарации, отстойник, сепаратор 4-ой ступени С-4, насос, печь, два электродегидратора, сепаратор 5-ой ступени С-5, компрессоры и две колонны отдувки К-1 и К-2 с различным размещением в схемах. Газ после С-1 очищается от сероводорода на установке высокого давления (СВД), газ после С-2 очищается на установке низкого давления (СНД). Газы сернистые после С-4, колонны отдувки, С-5, после компримирования поступают на сероочистку на установку СНД.

Анализируя три схемы комплекса установок применительно к условиям конкретного месторождения, авторы расчетным путем обосновывают и рекомендуют к дальнейшей разработке третью схему, когда по ходу движения нефти одну колонну отдувки, первую, располагают после отстойника, а вторую - после 4-ой ступени сепарации перед насосом, печью, электродегидраторами и С-5, при этом газ на отдувку в первую колонну подается с С-2 без удаления сероводорода, во вторую - с С-3, С-4 и С-5 с установки сероочистки СНД.

Предложенная схема имеет, на наш взгляд, следующие недостатки: авторы, обосновывая схему защитой от коррозии оборудования, следующего после второй колонны отдувки, одновременно направляют на компримирование в газовый компрессор К-1 сернистый газ от С-4, второй колонны отдувки и С-5; газовый компрессор, в первую очередь, должен быть защищен от коррозии. Первая колонна будет малоэффективной, поскольку отдувочный газ поступает в колонну не очищенным от сероводорода. Предполагая надежность расчетов, предлагаемую схему комплекса установок возможно использовать при проектировании новых месторождений с высоким пластовым давлением нефти, поскольку использование схемы для действующего месторождения потребует серьезной реконструкции.

Схема достаточно сложна. Не раскрываются установки очистки от сероводорода высокого и низкого давления, для повышения давления газов используются две компрессорные установки, требующие квалифицированного обслуживания.

Обычно удаление сероводорода и меркаптанов в колонне отдувки осуществляют после подготовки нефти. При этом отдувочный бессернистый углеводородный газ используют со «стороны» с установки сероочистки.

Наиболее близкой к предлагаемой установке является установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов: Патент RU №2349365 «Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов», 07.09.2007, опубл. 20.03.2009, включающая подводящие трубопроводы сернистой нефти и малосернистого или бессернистого углеводородного газа, блок очистки в колонне отдувки, блок нейтрализации остаточных сернистых соединений в нефти, сепараторы, емкости, насосы, приборы контроля, дозирование и автоматика. Установка холодильника, дополнительных нефтегазового сепаратора, газосепаратора, параллельно работающих двух емкостей для выдержки нефти в течение (двух и более часов) позволяют повысить качество товарной нефти при временном отключении колонны отдувки.

Недостатками рассматриваемой установки являются:

- однократное использование для отдувки бессернистого или малосернистого нефтяного или природного газа, получаемых со «стороны»; т.е. подготовленных вне установки.

- направление вне установки («на сторону») низконапорных сернистых газов с верха газосепаратора после колонны отдувки и с верха нефтегазосепаратора на утилизацию или на факельное сжигание с возможным загрязнением атмосферы;

- необходимость после обработки нефти отдувочным газом и водными растворами реагента его отстаивание не менее 2-х часов в статическом состоянии (без заполнения и опорожнения) в двух-трех параллельно установленных емкостях для продолжения работы реагента, удаление воды и продуктов реакции.

Промышленные испытания на объектах ОАО «Татнефть» Р.З. Сахабутдинова, А.Н. Шаталов, P.M. Гарифуллина и др., «Технология очистки нефти от сероводорода», «Нефтяное хозяйство», №7 2008. С.82-85 показывают, что не всегда удается исключить негативное влияние продуктов реакции на качество нефти.

Таким образом, для обеспечения работы рассматриваемой установки требуются «на стороне» блок подготовки бессернистого или малосернистого углеводородного газа для отдувки, блок утилизации сернистого газа или блок факельного хозяйства.

Задачей предлагаемого изобретения является создание автономной установки для работы в условиях месторождения для очистки от сероводорода и меркаптанов подготовленной нефти и одновременно нефтяного газа с использованием оборудования, не требующего квалифицированного обслуживания с получением не только товарной нефти и очищенного компримированного нефтяного газа, но и в качестве товарной продукции продуктов взаимодействия водорастворимого реагента с сернистыми соединениями, обладающими антикоррозионным действием в серосодержащей среде и свойствами бактерицида, подавляющего рост сульфатвосстанавливающих бактерий.

Предлагаемая установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов включает подводящие к установке трубопроводы подготовленной сернистой нефти и сернистого газа, блок очистки нефти, сепараторы, холодильники, емкости, насосы, приборы контроля, дозирования и автоматики, при этом блок очистки нефти содержит две последовательно соединенные по ходу движения нефти колонны отдувки газом с дополнительными функциями нейтрализации сернистых соединений жидкими реагентами, состоящие из свободного цилиндрического корпуса для пенно-струйного контактирования нефти и газа, по оси которого внизу установлен жидкостно-газовый инжектор ЖГИ с вводом сернистой нефти, служащей рабочей жидкостью для ЖГИ, и с вводом бессернистого или малосернистого нефтяного газа, после конфузора в камере смешения ЖГИ выполнены отверстия с образованием камеры поступления реагента для нейтрализации сернистых соединений; на расстоянии от дна свободного корпуса через гидрозатвор выполнен отвод очищенной нефти, которая по трубопроводу поступает во ввод ЖГИ второй колонны отдувки, также служащей рабочей жидкостью для ЖГИ, камеры поступления реагента в ЖГИ колонн отдувки соединены трубопроводом через трехходовой кран с емкостью для реагента; далее вывод нефти со второй колонны отдувки соединен трубопроводом с вводом сепаратора-отстойника, из которого выполнен отвод очищенной товарной нефти;

установка дополнительно содержит блок очистки нефтяного газа, включающий циркуляционный контур жидкого реагента, в который входят ЖГИ, совмещенный с ним сепаратор для жидкого реагента, центробежный насос, холодильник и вновь ЖГИ, между центробежным насосом и сепаратором установлен инжектор для подачи через него свежего реагента; далее дополнительный блок образует циркуляционный контур нефтяного газа, в который входят сепаратор ЖГИ, коллектор очищенного нефтяного газа с отводом вне установки, с отводами в колонны отдувки, далее коллектор сернистого газа с вводами от колонн отдувки, с вводами от сепараторов через инжекторы, с вводом через инжектор сернистого нефтяного газа, холодильник и вновь ЖГИ блока очистки нефтяного газа.

Анализ выявленных технических решений в рассматриваемой области показал, что нет установки, аналогичной заявленной, что позволяет сделать вывод о соответствии ее критериям «новизна» и «изобретательский уровень».

На чертеже представлена принципиальная схема установки очистки нефти.

Установка включает:

- блок очистки нефти, состоящий из двух последовательно соединенных по ходу движения нефти колонн отдувки 1 и 2, сепаратор-отстойник 3, газосепаратор 4, емкость для реагента 5, трехходовой кран 6 и вентиль 7;

- блок очистки нефтяного газа, состоящий из циркуляционного контура жидкого реагента, в который входят жидкостно-газовый инжектор 8, совмещенный с ним сепаратор 9 для жидкого реагента, эжектор 23 для ввода жидкого реагента из емкости 10 по трубопроводу 11, центробежный насос 12, холодильник воздушного охлаждения 13; сепаратор 9 имеет вывод 26 балансового усредненного количества реагента, вывод 28 сконденсировавшихся углеводородов;

- блок очистки нефтяного газа содержит также циркуляционный контур нефтяного газа, в который входят ЖГИ 8 с сепаратором 9, коллектор очищенного газа 14 с отводами 15 и 16 в колонны отдувки 1 и 2 и отвод 17 «на сторону», коллектор сернистого газа 18 с вводами в него 19, 20 от колонн отдувки 1, 2, с вводами 21, 22 от сепараторов 3, 4 через эжекторы 23, ввод 24 через эжектор 23 нефтяного газа и выводом 25 через холодильник 13 воздушного охлаждения в ЖГИ 8 блока очистки нефтяного газа.

Колонны отдувки 1 и 2 состоят из свободного цилиндрического корпуса с коническим днищем, по оси которого внизу установлен ЖГИ с вводом 1.2 сернистой нефти в камеру рабочей жидкости, поступающей в ЖГИ по трубопроводу 27, и с вводом 1.3 бессернистого или малосернистого нефтяного газа в камеру эжектируемого газа 1.5. ЖГИ колонн отдувки 1 и 2 снабжены соплом кольцевого сечения (не показан). После конфузора 1.4 в начале камеры смешения 1.1 образуется зона рециркуляции газожидкостной смеси с пониженным давлением. Зона рециркуляции камеры смешения 1.1 с отверстиями охвачена камерой 1.5 с вводом 1.6 для поступления реагента. Цилиндрический корпус колонны отдувки в верхней части снабжен каплеотбойником 1.7 и патрубком для сернистого газа 1.8, а в нижней части - гидрозатвором 1.9 с выводом 1.10 для очищенной нефти. Вверху гидрозатвора имеются отверстия 1.11 для удаления выделившегося из нефти газа.

Установка очистки нефти работает следующим образом. Подготовленная (дегазированная, обезвоженная и обессоленная) сернистая нефть под давлением по трубопроводу 27 поступает в колонну отдувки 1 - во ввод 1.2 камеры рабочей жидкости ЖГИ. Одновременно по отводу 15 из коллектора 14 очищенный нефтяной газ поступает во ввод 1.3 камеры эжектируемого газа ЖГИ. Истекая из кольцевого сопла (не показан), нефть образует мелкодисперсную нефтяную кольцевую веерную струю, которая, взаимодействуя с эжектируемым нефтяным газом в начале камеры смешения 1.1, создаст газожидкостную смесь, когда газ полностью диспергируется в нефти. Пройдя диффузорную часть камеры смешения, газожидкостная струя истекает в свободный цилиндрический корпус и образует циркулирующий пенный слой нефти и газа. На всем протяжении тесного взаимодействия нефти и газа протекает процесс десорбции сернистых соединений из нефти в газ. Сернистый нефтяной газ, пройдя каплеотбойник 1.7, непрерывно уходит через патрубок 1.8 во ввод 19 и в коллектор 18 сернистого газа. Также происходит непрерывное удаление очищенной нефти через гидрозатвор 1.9 и вывод 1.10. Положение вывода 1.10 обеспечивает определенную высоту нефти внизу цилиндрического корпуса для обеспечения пенного режима контактирования. Выделившийся в гидрозатворе 1.9. газ удаляется через отверстия 1.11. Колонну отдувки нефти 1 можно принять за 1-ую ступень очистки. В определенных условиях в колонну отдувки возможно подавать и реагент как дополнение в снижении концентрации сернистых соединений в нефть.

Нефть из колонны отдувки 1 поступает в газосепаратор 4, откуда отсепарированный сернистый газ поступает в коллектор сернистого газа 18 через ввод 22 и эжектор 23. Очищенная нефть поступает в колонну отдувки 2 - вторую ступень очистки - во ввод 1.2 камеры рабочей жидкости. В камеру 1.4 эжектируемого газа одновременно поступает очищенный газ по отводу 15 из коллектора 14 очищенного газа. Процесс, описанный для колонны отдувки 1, повторяется в колонне отдувки 2. в который очищенный газ поступает по отводу 16. Очищенная нефть из колонны отдувки 2 поступает в сепаратор-отстойник 3, откуда нефть через гидрозатвор уходит с установки как товарная. Выделившийся сернистый газ через ввод 21 отводится в эжектор 23, а затем в коллектор 18 сернистой нефти. Во всех случаях объединения потоков разного уровня давления используется упрощенная конструкция эжектора 23 для уменьшения гидравлических потерь.

В случаях малых концентраций сернистых соединений для очистки нефти может использоваться одна колонна отдувки. Подача нефти в нее показана пунктирной линией. При повышенных концентрациях сернистых соединений в нефти предусмотрена подача реагента либо в первую, либо и во вторую колонну или в обе сразу. Обеспечивается двойное воздействие на нефть - удаление сернистых соединений отдувкой бессернистым углеводородным газом и связыванием их реагентом, что повышает надежность процесса более полного удаления сернистых соединений из нефти.

Подача реагента из емкости 5 регулируется положением крана 6. В положении 6 а - подача в обе колонны, 6 в - во вторую колонну, 6 с - в 1-ую колонну. Вентиль 7 служит для полного отключения подачи реагента в колонны отдувки.

В качестве нейтрализатора сернистых соединений в нефти и газе могут быть рекомендованы реагенты как водорастворимые (RU 22416884, RU 2242499, «Делисалф»; Исмагилова З.Ф. и др. «Разработка технологии производства новых поглотителей сероводорода и меркаптанов для нефтяной и газовой промышленности», YII конгресс нефтегазопромышленников России, Материалы Международной научно-практической конференции, «Нефтегазопереработка и нефтехимия - 2007», 22-25 мая, г.Уфа, с.266-267), прошедший положительные испытания и изготавливаемый ЗАО «Текойл» (г.Уфа) по ТУ 2458-009033818307-2005. Образовавшиеся нетоксичные продукты взаимодействия реагента с сернистыми соединениями, остающиеся в нефти, не влияют на дальнейшую ее переработку. Избирательное хемосорбционное взаимодействие с сероводородом и меркаптанами происходит практически мгновенно в широком интервале концентраций сероводорода, давлений и скорости потока. Совместное воздействие на сернистую нефть десорбционного и хемосорбционного процессов позволят повысить надежность и эффективность ее очистки от сероводорода и меркаптанов в какой-то степени достичь независимости общего процесса от концентрации сернистых соединений. Можно ожидать снижения расходов отдувочного газа и реагента. Количество подаваемого реагента определяется содержанием сероводорода и меркаптанов в нефти. Так для удаления 1 г сероводорода расход реагента «Делисалф» не превышает 4 г.

Собираемый в коллекторе 18, подаваемый на установку по трубопроводу 24 сернистый нефтяной газ, сернистый газ с колонн отдувки 1, 2, с сепараторов 3, 4 и 9 поступает в блок очистки нефтяного газа, в котором для удаления сернистых соединений могут быть рекомендованы водорастворимые реагенты (RU 2241684, RU 2359739, «Делисалф»). Реагент движется в циркуляционном контуре блока очистки нефтяного газа и является рабочей жидкостью для ЖГИ 8. Реагент диспергируется в газовой среде и взаимодействует с сернистыми соединениями. В циркулирующем водном растворе реагента и продуктов реакции поддерживается усредненная концентрация продуктов реакции. Из сепаратора 9 непрерывно удаляется его балансовое количество через вывод 26 и вводится такое же количество свежего реагента из бака 10 через трубопровод 11 и эжектор 23. На установке рекомендуется использовать один реагент как для очистки нефти, так и газа. Таким образом, упрощается установка за счет использования одного бака. Тщательно перемешанный в эжекторе 23, центробежном насосе 12 и трубопроводе реагент снова поступает в ЖГИ 8 на распыление, эжектирование сернистого газа и нейтрализацию сернистых соединений. Продукты реакции с некоторым количеством реагента являются, как уже отмечалось выше, товарным продуктом, могут использоваться не только в нефтегазовой отрасли, но и в металлургии и промышленной экологии. В сепараторе 9 может скапливаться слой углеводородной жидкости, которая эпизодически удаляется через вывод 28 в сепаратор-отстойник 3.

Водорастворимые реагенты (RU 2241684 и «Делисалф» по ТУ 2458-009033818307-2005) эффективно могут использоваться для очистки от сернистых соединений как нефти, так и газа. В этом случае в установке может использоваться один реагент.

Таким образом, предложенное изобретение позволяет: - одновременно решить две задачи: очистку от сероводорода и меркаптанов нефти и нефтяного газа за счет использования модернизированной конструкции несложного жидкостно-газового инжектора, не требующего квалифицированного обслуживания, обеспечить его многофункциональность как десорбера, как реактора и как компрессора, а именно эффективное контактирование сернистой нефти и обессеренного нефтяного газа в пенно-струйном режиме для десорбции сероводорода и меркаптанов отдувкой и химическим связыванием их с реагентом с одновременным компримированием газа без использования традиционных сложных компрессоров; функции реактора и компрессора выполняет и жидкостно-газовый инжектор в блоке очистки сернистого газа в струйно-капельном режиме контактирования газа и реагента.

Установка проста в обслуживании, требует для работы только электроэнергию и раствор реагента и является практически безотходной, так как кроме очищенных нефти и нефтяного газа отработанный (использованный) раствор реагента - тоже товарный продукт. При этом рекомендованные реагенты можно использовать как для очистки нефти, так и газа.

Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов, включающая подводящие трубопроводы сернистой нефти и газа, блок очистки нефти в колонне отдувки газом, блок нейтрализации остаточных сернистых соединений в нефти, сепараторы, холодильник, емкости, насосы, приборы контроля, дозирования и автоматики, отличающаяся тем, что к установке подводится трубопровод сернистого нефтяного газа, блок очистки нефти содержит две последовательно соединенные по ходу движения нефти колонны отдувки с дополнительной функцией нейтрализации сернистых соединений, состоящие из свободного цилиндрического корпуса для пенно-струйного контактирования нефти и газа, по оси которого внизу установлен жидкостно-газовый инжектор с вводом сернистой нефти, служащей рабочей жидкостью для жидкостно-газового инжектора, и вводом бессернистого или малосернистого нефтяного газа, после конфузора в камере смешения жидкостно-газового инжектора выполнены отверстия с образованием камеры поступления реагента для нейтрализации сернистых соединений, на расстоянии от дна свободного корпуса через гидрозатвор выполнен отвод очищенной нефти, которая по трубопроводу поступает во ввод жидкостно-газового инжектора второй колонны отдувки, также служащей рабочей жидкостью для жидкостно-газового инжектора, камеры поступления реагента в жидкостно-газовые инжекторы колонн отдувки соединены трубопроводом через трехходовой кран с емкостью для реагента, далее вывод нефти со второй колонны отдувки соединен трубопроводом с вводом сепаратора-отстойника, из которого выполнен отвод очищенной товарной нефти, установка дополнительно содержит блок очистки нефтяного газа, включающий циркуляционный контур жидкого реагента, в который входят жидкостно-газовый инжектор, совмещенный с ним сепаратор для жидкого реагента, центробежный насос, холодильник и вновь жидкостно-газовый инжектор, между центробежным насосом и сепаратором установлен инжектор для подачи через него свежего реагента, далее блок образует циркуляционный контур нефтяного газа, в который входят сепаратор жидкостно-газового инжектора, коллектор очищенного нефтяного газа с отводом вне установки, с отводами в колонны отдувки, коллектор сернистого газа с вводами от колонн отдувки, с вводами от сепаратора через инжекторы, с вводом через инжектор сернистого нефтяного газа, холодильник и вновь жидкостно-газовый инжектор блока очистки нефтяного газа.

www.findpatent.ru

Колонна - дегазация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Колонна - дегазация

Cтраница 2

В условиях рассматриваемых промысловых экспериментов при удельном расходе газа отдувки на применяемой колонне глубокой дегазации, равном 20 нм3 / т, достигнуто снижение ДНП южнооренбургской нефти до 360 мм рт. ст. Таким образом, представляется возможным получение на концевых ступенях сепарации достаточно стабильной нефти.  [16]

Раствор полимера, содержащий стабилизатор, с помощью центробежных насосов подается на крошкообразователи, установленные на колоннах дегазации крошки каучука. Корпуса колонн изготовлены из двухслойной стали Ст. В колоннах под воздействием горячей циркулирующей воды, содержащей едкое кали, стеарат цинка и смачиватель ОП-10 при 85 - 95 С, происходит улетучивание непрореагировавшего мономера - изопрена. Одновременно испаряется изопентан, толуол и другие летучие компоненты, которые затем проходят конденсационную систему и после разгонки на колоннах возвращаются в производство. Разгонные колонны, конденсационная аппаратура, а также отстойники и другие емкости выполнены из углеродистой стали. И лишь на тех участках, где органические жидкости сильно оводнены, применяется аппаратура из хромоникелевой стали или, чаще, из двухслойной стали Ст.  [17]

На рис. 7.6 представлены в графическом виде расчетные результаты покомпонентного извлечения углеводородов из нефти газом отдувки в колонне глубокой дегазации ( КГД) при различных удельных расходах газа отдувки.  [19]

Принципиальная схема дегазации на дегазаторе барботажного типа представлена на рис. 2.8. Суспензия из сборника / насосом перекачивается через теплообменник в колонну дегазации барботажного типа 2, где подвергается термообработке. Дегазированная суспензия из куба колонны через теплообменник з направляется на стадию выделения полимера. Абгазы дегазации после пеноотбойника 4 и конденсатора 5 направляются на рекуперацию.  [20]

Наблюдается существенное влияние на характер изменения графиков фг f ( p, t, Vrf) термодинамических условий горячей сепарации нефти в колонне глубокой дегазации. Повышение давления сепарации от 0 25 до 0 45 МПа ( см. рис. 6.8, кривые /, 4 также сопровождается ухудшением процесса горячей сепарации нефти в колонне глубокой дегазации.  [22]

Основными элементами технологической схемы процесса сепарации нефти от газа методом многоступенчатой отдувки ( рис. 6.1) являются: сепараторы первой 1 и второй 2 ступеней, колонна многоступенчатой глубокой дегазации нефти методом отдувки 3 и резервуар 4 для накопления дегазированной нефти. Отдувка нефти в колонне 3 производится легким газом первой и второй ступеней сепарации.  [24]

На рис. 6.7 приведены графики зависимости относительного увеличения газового фактора при глубокой дегазации нефти в колонне методом многоступенчатой отдувки от удельного расхода газа отдувки при различных параметрах работы колонны дегазации.  [26]

Подсмольная вода после отстаивания и отделения из смолы подается насосом сначала в теплообменник 1, в котором подогревается за счет тепла окончательно очищенной воды, выходящей из колонны 4; отсюда подогретая вода идет в колонну дегазации 2, где отгоняются углекислота, сероводород, частично аммиак и легко-летучие органические соединения: альдегиды, кетоиы и спирты.  [27]

Б-2 - бункер свежего катализатора; П-1 - печь; / 7 - 2 - топка под давлением; П-3 - котел-утилизатор; / - / - реактор; IJ-2 - регенератор; К-1 - ректификационная колонна; К-2, К-3 - отпарные колонны; К-4 - колонна дегазации водного конденсата; Б-1 - газосетратор; Т-1 - бензиновые конденсаторы; Т-2. Т-3 - увлажнители пара; Т-4 - теплообменник легкого газойля; т - 5 - холодильник легкого газойля; Т-6 - теплообменник тяжелого газойля; Т-7 - холо.  [28]

В колонне глубокой дегазации кроме сероводорода удаляются из нефти легкие углеводороды - этан, пропан и бутан, что позволяет снизить давление насыщенных паров нефти.  [29]

Эти аппараты рассчитаны на работу в составе дистилляционной колонны с повышенной производительностью. В колонне дегазации фильтровой жидкости применяют обычный конденсатор дистилляции, а в колоннах дистилляции слабых жидкостей в качестве КДСЖ используют аппараты, подобные холодильникам газа дистилляции.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа - патент РФ 2578499

Изобретение относится к способам подготовки нефти к транспорту и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке нефти с высоким содержанием сероводорода. Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа, включающий сепарацию сероводородсодержащей нефти в первой и второй ступенях сепарации, последующий нагрев сероводородсодержащей нефти в установке нагрева нефти, отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, сепарацию нефти в сепараторе низкого давления, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, компримирование на компрессорной станции попутного нефтяного газа из второй ступени сепарации нефти, сепаратора низкого давления и десорбционной колонны. После компримирования попутный нефтяной газ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20% поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти. Технический результат - увеличение выхода товарной нефти, увеличение эффективности десорбционной очистки нефти от сероводорода. 2 табл., 3 ил.

Рисунки к патенту РФ 2578499

Изобретение относится к способам подготовки нефти к транспорту и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке нефти с высоким содержанием сероводорода.

Известен способ подготовки сырой нефти путем ее многоступенчатой сепарации (А.с. № 1431798 СССР, МПК B01D 19/00, опубл. 23.10.1988), включающий подачу углеводородного газа, выделившегося на первой ступени сепарации, в последующую ступень. При этом газ на отдувку подают в количестве 1-3 м3 на 1 м3 нефти, поступающей на концевую ступень сепарации.

Недостатком данного способа является низкая эффективность удаления сероводорода, вследствие чего подготовленная нефть по остаточному содержанию сероводорода не удовлетворяет требованиям, предъявляемым ГОСТ 51858-2002.

Известен также способ подготовки сероводородсодержащей нефти (Лесухин С.П., Соколов А.Г., Позднышев Г.Н. Основные направления развития технологии очистки нефти от сероводорода // Нефтяное хозяйство. - 1989. - № 8. - С. 50-54), включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку очищенным от сероводорода углеводородным газом в дополнительной десорбционной колонне при температуре 40-50°С, давлении 0,1-0,6 МПа и удельном расходе отдувочного газа 5-50 м3 /м3 нефти.

Недостатком данного способа является то, что для снижения значения массовой доли сероводорода в нефти до 20 ppm требуется подача большого количества углеводородного газа (30-50 м3/м3), не содержащего сероводорода, что ведет к необходимости увеличения пропускной способности сборных газопроводов, мощности компрессорных станций и установки очистки газа от кислых компонентов (УСО).

Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки сероводородсодержащей нефти (патент RU № 2220756, МПК B01D 19/00, B01D 53/52, опубл. 10.01.2004, бюл. № 1), включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне с последующим вводом и перемешиванием с монометанолэтаноламином (ММЭА) - продуктом взаимодействия моноэтаноламина и формальдегида.

Известный способ позволяет снизить значение массовой доли сероводорода в товарной нефти до 20 ppm при сочетании физического (сепарации и отдувки нефти углеводородным газом в колонне) и химического (нейтрализации сероводорода при использовании ММЭА) методов удаления сероводорода из нефти. При этом отдувка нефти осуществляется углеводородным газом, не содержащим сероводород, или природным газом до достижения не более 90%-ной степени ее очистки от сероводорода и смешением ММЭА с нефтью из расчета 4-15 г на 1 г остаточного сероводорода с последующим введением в нефть воздуха, взятого из расчета 0,5-1,5 моль кислорода на 1 моль остаточного сероводорода.

Недостатком двух вышеописанных способов является то, что в процессе отдувки нефти в колонне происходит не только десорбция сероводорода в газовую фазу, но и стабилизация нефти, сопровождающаяся переходом углеводородов (от пропана и выше) в состав газа отдувки, уменьшая тем самым выход товарной нефти. Эти фракции газа способны после сжатия компрессорами и соответствующего охлаждения конденсироваться. Часть компонентов попутного нефтяного газа (ПНГ) конденсируется при искусственном охлаждении на компрессорной станции (КС), а часть - при естественном охлаждении в газопроводе от компрессорной станции до УСО, что значительно снижает пропускную способность системы газосбора.

Переход компонентов из нефти в состав газа отдувки также приводит к увеличению объема ПНГ, поступающего в систему газосбора, и, как следствие, увеличению затрат, связанных с его очисткой от сероводорода на УСО.

Для подготовки ПНГ к транспортировке его сжимают в компрессорах на КС и охлаждают с помощью аппаратов воздушного охлаждения (АВО) с последующей сепарацией перед подачей в магистральный газопровод. Температура охлаждения газа в АВО после его сжатия зависит от температуры окружающего воздуха, которая меняется в широких пределах в течение года. Недостатком данного варианта охлаждения является невозможность достижения температуры газа ниже температуры грунта на глубине залегания газопровода. Применение холодильных машин (например, парокомпрессионного типа) требует использование дорогостоящего оборудования и высококвалифицированного персонала для обслуживания.

С увеличением давления и температуры ПНГ в начале газопровода, а также с уменьшением температуры окружающей среды объем образующегося конденсата увеличивается.

Понижение температуры газа в газопроводе происходит вследствие его расширения, а также отдачи им тепла более холодной поверхности - стенке газопровода. Вследствие того, что температура стенки ниже температуры газа, на внутренней ее поверхности может происходить процесс конденсации углеводородов. Конденсация происходит также и в объеме газа, на поверхности центров конденсации, которыми служат посторонние частицы, взвешенные в газе, или мелкие капельки конденсата, возникающие самопроизвольно вследствие случайных отклонений от равномерного распределения молекул в газе в результате теплового воздействия. При конденсации газа на внутренней поверхности стенки происходит два процесса: процесс теплопередачи и передачи массы. Оба эти процесса приводят к снижению температуры газа, а это в свою очередь способствует продолжению процесса конденсации. Состав и объем углеводородов, переходящих в жидкое состояние, будет при этом изменяться в соответствии с изменением состава газа.

Процесс конденсации углеводородов в объеме характеризуется ростом центров конденсации до размеров капелек тумана с последующим оседанием капелек на внутренней поверхности стенки трубы или на поверхности конденсата, образовавшегося на ней.

Например, для Республики Татарстан температура газа после воздушного охлаждения в зимний период времени в среднем изменяется от 5 до 10°С, в летний - от 15 до 30°С. При транспортировке ПНГ по газопроводу его температура приближается к температуре грунта, которая составляет в зимний период года 0-5°С, а в летний - 8-12°С, что приводит к выпадению конденсата и его накоплению в газопроводе.

Техническими задачами изобретения являются увеличение эффективности десорбционной очистки нефти от сероводорода, увеличение выхода товарной нефти, уменьшение объема конденсата, образующегося на КС и системе газосбора, уменьшение эксплуатационных затрат на подготовку газа на КС, а также расхода газа, поступающего на установку сероочистки, и, как следствие, уменьшение затрат на очистку нефти и газа от сероводорода.

Технические задачи решаются способом подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа, включающим сепарацию сероводородсодержащей нефти в первой и второй ступенях сепарации, последующий нагрев сероводородсодержащей нефти в установке нагрева нефти, отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, сепарацию нефти в сепараторе низкого давления, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, компримирование на компрессорной станции попутного нефтяного газа из второй ступени сепарации нефти, сепаратора низкого давления и десорбционной колонны, отбор попутного нефтяного газа из первой ступени сепарации и его подачу на установку сероочистки.

Новым является то, что после компримирования ПНГ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20%, поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти.

На фиг. 1 изображена схема осуществления способа, в котором используются сепарация нефти, отдувка углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, подача ПНГ с КС в поток сырой сероводородсодержащей нефти, поступающей на первую ступень сепарации.

На фиг. 2 представлены данные по содержанию в нефти сероводорода, углекислого газа, азота, метана и этана перед десорбционной колонной и после нее.

На фиг. 3 представлены данные по содержанию в нефти пропана, изо-бутана, н-бутана, изо-пентана и подобных компонентов перед десорбционной колонной и после нее.

Для реализации способа сырую сероводородсодержащую нефть по трубопроводу 1 (фиг. 1) подают в сепараторы 2 первой ступени сепарации по подводящим трубопроводам 3. Затем нефть через вторую ступень сепарации 4 подают с помощью насоса 5 в установку нагрева нефти 6, где осуществляется ее нагрев. Далее нагретую нефть направляют в верхнюю часть десорбционной колонны 7. В нижнюю часть десорбционной колонны 7 подают углеводородный газ, не содержащий сероводород, по газопроводу 8. С десорбционной колонны 7 сероводородсодержащий газ по газопроводу 9 поступает на КС 10, а нефть через сепаратор 11 низкого давления на смешение с химическим реагентом - нейтрализатором сероводорода 12. Далее нефть подают в трубопровод и/или реактор 13, в котором протекает химическая реакция взаимодействия сероводорода с реагентом - нейтрализатором сероводорода 12. Расход реагента определяется исходя из массовой доли сероводорода в нефти после десорбционной колонны 7 и требуемого качества сдаваемой продукции по содержанию сероводорода согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002. После проведения процесса нейтрализации нефть, очищенная от сероводорода, отводится по трубопроводу 14.

ПНГ со второй ступени сепарации 4, десорбционной колонны 7 и сепаратора 11 низкого давления по газопроводам 9, 15, 16 направляют на прием компрессоров 17 компрессорной станции 10 на компримирование. Сжатый ПНГ с выкида компрессоров 17 компрессорной станции 10 по газопроводу 18 подают в подводящие нефтепроводы 3 сепараторов 2 первой ступени. Газ, отделившийся от нефти в сепараторах 2, по газопроводу 19 направляют на УСО.

Результаты, полученные при испытаниях известной и предлагаемой установки подготовки сероводородсодержащей нефти и ПНГ, приведены в табл. 1.

Возможен вариант подачи только части от объема газа с КС 10 по газопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации, а оставшегося объема - на УСО. В этом случае положительный эффект (снижение массовой доли сероводорода в нефти после десорбционной колонны, снижение объема газа, поступающего на УСО, снижение количества конденсата, образующегося в системе газосбора и увеличение выхода товарной нефти) достигается при подаче даже части от всего объема ПНГ, подаваемого с КС 10 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации (табл. 2). С увеличением объема ПНГ, подаваемого с КС 10 по газопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации, эффективность предлагаемого способа только возрастает и достигает максимальной эффективности при подаче всего объема газа с КС 10 по газопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации.

Заявляемый способ отличается от прототипа тем, что после компримирования ПНГ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20%, поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти.

Положительный эффект достигается за счет того, что при подаче ПНГ по газопроводу 18 с компрессорной станции 10 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации происходит перераспределение компонентов газа в объеме сероводородсодержащей нефти, вследствие чего повышается общее газосодержание жидкой фазы. Одновременно происходит интенсивное снижение температуры газа, подаваемого по газопроводу 18, за счет теплообмена с жидкостью в процессе движения газожидкостной смеси в трубопроводе 3 и сепараторах 2 первой ступени. В результате тепло-массообменного процесса между ПНГ и сероводородсодержащей нефтью часть компонентов, содержащихся в газе, переходит в состав нефти. Доля компонентов, входящих в состав газа, подаваемого по газопроводу 18, в нефти существенно возрастает по сравнению с прототипом. При этом точка росы газа, отделившегося от жидкости в сепараторах 2 первой ступени, существенно снижается, что позволяет полностью исключить возможность образования конденсата в системе газосбора.

Такие компоненты, как метан, этан, азот и углекислый газ, легче отделяются от жидкости в процессе сепарации, и их доля в составе нефти перед колонной отдувки уменьшается (фиг. 2). В свою очередь это приводит к снижению эффективности отделения пропана, бутана, гептана и других подобных компонентов и увеличению массовой доли сероводорода в нефти (фиг. 2, 3) перед десорбционной колонной 7. Однако подача нефти в десорбционную колонну 7 с повышенным содержанием пропан-бутановых и пентановых фракций позволяет снизить объем не содержащего сероводород газа, подаваемого в десорбционную колонну 7. В десорбционной колонне 7 в процессе массообмена между этим газом и сероводородсодержащей нефтью пропан и более высококипящие углеводороды из жидкой фазы частично переходят в газовую, что способствует более легкой десорбции сероводорода. Благодаря этому уменьшается массовая доля сероводорода в нефти после десорбционной колонны при прочих равных условиях. Это позволяет уменьшить расход нейтрализатора сероводорода 12, подаваемого в поток нефти после сепаратора 11 низкого давления.

При осуществлении способа по изобретению объем газа, подаваемого на УСО, уменьшается вследствие перехода пропан-гексановой фракции из газовой фазы в жидкую в процессе тепло-массообмена нефти с рециркулируемым ПНГ в нефтепроводе 3 перед сепараторами 2 первой ступени. Данная фракция на последующих ступенях сепарации нефти частично вновь переходит в газовую фазу и начинается новый цикл круговорота углеводородных компонентов.

За счет возврата пропана, бутана, гептана и других подобных компонентов ПНГ в состав нефти предлагаемый способ позволяет увеличить выход товарной нефти. При этом превышение давления насыщенных паров нефти согласно требований ГОСТ Р 51858-2002 не наблюдается вследствие ее стабилизации в десорбционной колонне 7 (табл. 1, 2).

Положительным фактором при осуществлении способа (при подаче всего объема газа с компрессорной станции 10 по трубопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации) является также отсутствие необходимости охлаждения газа после компримирования, что позволяет снизить затраты электроэнергии и исключить необходимость использования холодильного оборудования.

Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти и ПНГ прост в исполнении и не требует значительных затрат на его осуществление. Его реализация возможна как на существующих установках подготовки нефти, так и на вновь проектируемых.

Предлагаемое сочетание физических (двухступенчатой сепарации нефти, отдувки нефти в десорбционной колонне и подачи ПНГ с КС 10 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации) и химических (нейтрализации сероводорода в нефти химическими реагентами) методов удаления сероводорода из нефти при ее подготовке позволяет:

- уменьшить расход нейтрализатора сероводорода;

- увеличить выход товарной нефти;

- полностью исключить возможность образования конденсата в газопроводе от КС до УСО;

- уменьшить расход ПНГ, поступающего в систему газосбора, и, как следствие, снизить затраты на очистку газа от сероводорода на УСО;

- исключить необходимость использования холодильного оборудования на КС.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа, включающий сепарацию сероводородсодержащей нефти в первой и второй ступенях сепарации, последующий нагрев сероводородсодержащей нефти в установке нагрева нефти, отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, сепарацию нефти в сепараторе низкого давления, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, компримирование на компрессорной станции попутного нефтяного газа из второй ступени сепарации нефти, сепаратора низкого давления и десорбционной колонны, отбор попутного нефтяного газа из первой ступени сепарации и его подачу на установку сероочистки, отличающийся тем, что после компримирования попутный нефтяной газ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20% поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти.

www.freepatent.ru

Установка отдувки сероводорода и легких меркаптанов из нефти

Изобретение относится к устройствам для промысловой подготовки к транспорту сероводород- и меркаптансодержащей нефти по показателю "содержание сероводорода и метил- и этилмеркаптанов" и может найти применение в нефтяной промышленности. Описана установка отдувки сероводорода и легких меркаптанов из нефти, включающая десорбер, оснащенный линиями ввода нагретой нефти и вывода очищенной нефти, линией подачи циркулирующего газового потока и линией вывода газа отдувки, причем на линии вывода газа отдувки расположен блок низкотемпературной хелатной очистки абсорбентом на основе хелатных комплексов железа, оснащенный линиями вывода очищенного газа в качестве циркулирующего газового потока, ввода воздуха, а также вывода отходящего газа и подачи суспензии серы в линию ввода нагретой нефти. Технический результат - снижение энергозатрат и повышение промышленной безопасности. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к устройствам для промысловой подготовки к транспорту сероводород- и меркаптансодержащей нефти по показателю "содержание сероводорода и метил- и этилмеркаптанов" и может найти применение в нефтяной промышленности.

Известен способ очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти [RU 2372379, опубл. 10.11.2009 г., МПК C10G 29/20], осуществляемый на установке, включающей колонну ректификации нагретой нефти с выведением товарной нефти и газа, и блок его очистки промывкой водным раствором нейтрализатора сероводорода в присутствии десорбирующего газа и воды, выделенной из нефти.

Недостатком известной установки являются высокие эксплуатационные расходы из-за постоянного расхода дорогостоящего химического реагента - нейтрализатора сероводорода.

Наиболее близким по технической сущности является способ очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти [RU 2510640, опубл. 10.04.2014 г., МПК C10G 27/04], осуществляемый на установке, включающей размещенные на линии подачи нефти нагреватель и массообменный аппарат, состоящий из абсорбционной и десорбционной секций (десорбер-абсорбер), при этом последняя оснащена линиями ввода нагретой нефти, вывода очищенной нефти в абсорбционную секцию, линией подачи циркулирующих продуктов окисления и линией подачи газа отдувки, на которой установлена газодувка и расположены примыкание линии подачи воздуха и обогреваемый каталитический реактор высокотемпературного селективного окисления сероводорода и меркаптанов, оборудованный линией вывода продуктов окисления, которая разделяется на линию подачи циркулирующих продуктов окисления и линию подачи балансовых продуктов окисления в абсорбционную секцию, оснащенную также линиями вывода очищенного газа и товарной нефти.

Основными недостатками данной установки являются высокие энергозатраты из-за наличия реактора высокотемпературного окисления, а также низкая промышленная безопасность из-за смешения с воздухом газа отдувки, содержащего углеводороды.

Задачей является снижение энергозатрат и повышение промышленной безопасности.

Техническим результатом является снижение энергозатрат и повышение промышленной безопасности за счет установки блока низкотемпературной хелатной очистки газа отдувки абсорбентом на основе хелатных комплексов железа, не предусматривающего контакт углеводородного газа с воздухом.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной установке, включающей десорбер, оснащенный линиями ввода нагретой нефти и вывода очищенной нефти, линией подачи циркулирующего газового потока и линией вывода газа отдувки, особенностью является то, что на линии вывода газа отдувки расположен блок низкотемпературной хелатной очистки абсорбентом на основе хелатных комплексов железа, оснащенный линиями вывода очищенного газа в качестве циркулирующего газового потока, ввода воздуха, а также вывода отходящего газа и подачи суспензии серы в линию ввода нагретой нефти.

Линия подачи суспензии серы может быть соединена со входом в один из сепараторов начальных ступеней подготовки нефти или с устройством для выделения товарной серы, что позволяет уже на начальной стадии подготовки нефти уменьшить содержание в ней легких меркаптанов, за счет их окисления суспендированной серой до дисульфидов. Нагретая нефть может быть получена нагревом нефти, подаваемой на отдувку, в нагревателе любого типа.

Смешение суспензии серы с нефтью позволяет уменьшить содержание легких меркаптанов еще до подачи нефти в десорбер за счет их окисления серой в жидкие, растворимые в нефти относительно малолетучие соединения (ди-, полисульфиды и т.п.), за счет чего повысить ее качество.

Установки низкотемпературной хелатной очистки газов от сероводорода абсорбентом на основе хелатных комплексов железа известны из уровня техники, широко используются для очистки сероводородсодержащих газов и содержат в качестве основных технологических аппаратов абсорбер, колонну регенерации абсорбента продувкой воздухом и узел выделения серы или ее суспензии. Процесс осуществляется при 30-40°С вместо 250-300°С согласно прототипу, что позволяет снизить энергозатраты, а отсутствие контакта углеводородного газа с воздухом повышает промышленную безопасность установки.

Установка состоит из десорбера 1 и блока хелатной очистки 2. При работе установки нефть со второй ступени сепарации или из концевой сепарационной установки по линии 3 подают в верхнюю часть десорбера 1, например, насадочного типа, в нижнюю часть которого по линии 4 из блока 2 подают очищенный газ, с низа по линии 5 выводят очищенную нефть, а газ отдувки из верха десорбера 1 направляют по линии 6 в блок 2, где очищают регенерируемым абсорбентом па основе хелатных комплексов железа, а очищенный газ рециркулируют. Кроме того, в блок 2 по линии 7 подают воздух для регенерации абсорбента, по линии 8 выводят отходящий газ, а по линии 9 - суспензию серы в линию 3, по меньшей мере часть суспензии серы при необходимости направляют на утилизацию по линии 10 (показано пунктиром).

Таким образом, предлагаемая установка позволяет снизить энергозатраты, повысить промышленную безопасность и может найти применение в промышленности.

1. Установка отдувки сероводорода и легких меркаптанов из нефти, включающая десорбер, оснащенный линиями ввода нагретой нефти и вывода очищенной нефти, линией подачи циркулирующего газового потока и линией вывода газа отдувки, отличающаяся тем, что на линии вывода газа отдувки расположен блок низкотемпературной хелатной очистки абсорбентом на основе хелатных комплексов железа, оснащенный линиями вывода очищенного газа в качестве циркулирующего газового потока, ввода воздуха, а также вывода отходящего газа и подачи суспензии серы в линию ввода нагретой нефти.

2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что линия подачи суспензии серы соединена со входом в один из сепараторов начальных ступеней подготовки нефти или с устройством для выделения товарной серы.

www.findpatent.ru

Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа

Изобретение относится к способам подготовки нефти к транспорту и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке нефти с высоким содержанием сероводорода. Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа, включающий сепарацию сероводородсодержащей нефти в первой и второй ступенях сепарации, последующий нагрев сероводородсодержащей нефти в установке нагрева нефти, отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, сепарацию нефти в сепараторе низкого давления, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, компримирование на компрессорной станции попутного нефтяного газа из второй ступени сепарации нефти, сепаратора низкого давления и десорбционной колонны. После компримирования попутный нефтяной газ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20% поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти. Технический результат - увеличение выхода товарной нефти, увеличение эффективности десорбционной очистки нефти от сероводорода. 2 табл., 3 ил.

Изобретение относится к способам подготовки нефти к транспорту и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке нефти с высоким содержанием сероводорода.

Известен способ подготовки сырой нефти путем ее многоступенчатой сепарации (А.с. №1431798 СССР, МПК B01D 19/00, опубл. 23.10.1988), включающий подачу углеводородного газа, выделившегося на первой ступени сепарации, в последующую ступень. При этом газ на отдувку подают в количестве 1-3 м3 на 1 м3 нефти, поступающей на концевую ступень сепарации.

Недостатком данного способа является низкая эффективность удаления сероводорода, вследствие чего подготовленная нефть по остаточному содержанию сероводорода не удовлетворяет требованиям, предъявляемым ГОСТ 51858-2002.

Известен также способ подготовки сероводородсодержащей нефти (Лесухин С.П., Соколов А.Г., Позднышев Г.Н. Основные направления развития технологии очистки нефти от сероводорода // Нефтяное хозяйство. - 1989. - №8. - С. 50-54), включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку очищенным от сероводорода углеводородным газом в дополнительной десорбционной колонне при температуре 40-50°С, давлении 0,1-0,6 МПа и удельном расходе отдувочного газа 5-50 м3/м3 нефти.

Недостатком данного способа является то, что для снижения значения массовой доли сероводорода в нефти до 20 ppm требуется подача большого количества углеводородного газа (30-50 м3/м3), не содержащего сероводорода, что ведет к необходимости увеличения пропускной способности сборных газопроводов, мощности компрессорных станций и установки очистки газа от кислых компонентов (УСО).

Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки сероводородсодержащей нефти (патент RU №2220756, МПК B01D 19/00, B01D 53/52, опубл. 10.01.2004, бюл. №1), включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне с последующим вводом и перемешиванием с монометанолэтаноламином (ММЭА) - продуктом взаимодействия моноэтаноламина и формальдегида.

Известный способ позволяет снизить значение массовой доли сероводорода в товарной нефти до 20 ppm при сочетании физического (сепарации и отдувки нефти углеводородным газом в колонне) и химического (нейтрализации сероводорода при использовании ММЭА) методов удаления сероводорода из нефти. При этом отдувка нефти осуществляется углеводородным газом, не содержащим сероводород, или природным газом до достижения не более 90%-ной степени ее очистки от сероводорода и смешением ММЭА с нефтью из расчета 4-15 г на 1 г остаточного сероводорода с последующим введением в нефть воздуха, взятого из расчета 0,5-1,5 моль кислорода на 1 моль остаточного сероводорода.

Недостатком двух вышеописанных способов является то, что в процессе отдувки нефти в колонне происходит не только десорбция сероводорода в газовую фазу, но и стабилизация нефти, сопровождающаяся переходом углеводородов (от пропана и выше) в состав газа отдувки, уменьшая тем самым выход товарной нефти. Эти фракции газа способны после сжатия компрессорами и соответствующего охлаждения конденсироваться. Часть компонентов попутного нефтяного газа (ПНГ) конденсируется при искусственном охлаждении на компрессорной станции (КС), а часть - при естественном охлаждении в газопроводе от компрессорной станции до УСО, что значительно снижает пропускную способность системы газосбора.

Переход компонентов из нефти в состав газа отдувки также приводит к увеличению объема ПНГ, поступающего в систему газосбора, и, как следствие, увеличению затрат, связанных с его очисткой от сероводорода на УСО.

Для подготовки ПНГ к транспортировке его сжимают в компрессорах на КС и охлаждают с помощью аппаратов воздушного охлаждения (АВО) с последующей сепарацией перед подачей в магистральный газопровод. Температура охлаждения газа в АВО после его сжатия зависит от температуры окружающего воздуха, которая меняется в широких пределах в течение года. Недостатком данного варианта охлаждения является невозможность достижения температуры газа ниже температуры грунта на глубине залегания газопровода. Применение холодильных машин (например, парокомпрессионного типа) требует использование дорогостоящего оборудования и высококвалифицированного персонала для обслуживания.

С увеличением давления и температуры ПНГ в начале газопровода, а также с уменьшением температуры окружающей среды объем образующегося конденсата увеличивается.

Понижение температуры газа в газопроводе происходит вследствие его расширения, а также отдачи им тепла более холодной поверхности - стенке газопровода. Вследствие того, что температура стенки ниже температуры газа, на внутренней ее поверхности может происходить процесс конденсации углеводородов. Конденсация происходит также и в объеме газа, на поверхности центров конденсации, которыми служат посторонние частицы, взвешенные в газе, или мелкие капельки конденсата, возникающие самопроизвольно вследствие случайных отклонений от равномерного распределения молекул в газе в результате теплового воздействия. При конденсации газа на внутренней поверхности стенки происходит два процесса: процесс теплопередачи и передачи массы. Оба эти процесса приводят к снижению температуры газа, а это в свою очередь способствует продолжению процесса конденсации. Состав и объем углеводородов, переходящих в жидкое состояние, будет при этом изменяться в соответствии с изменением состава газа.

Процесс конденсации углеводородов в объеме характеризуется ростом центров конденсации до размеров капелек тумана с последующим оседанием капелек на внутренней поверхности стенки трубы или на поверхности конденсата, образовавшегося на ней.

Например, для Республики Татарстан температура газа после воздушного охлаждения в зимний период времени в среднем изменяется от 5 до 10°С, в летний - от 15 до 30°С. При транспортировке ПНГ по газопроводу его температура приближается к температуре грунта, которая составляет в зимний период года 0-5°С, а в летний - 8-12°С, что приводит к выпадению конденсата и его накоплению в газопроводе.

Техническими задачами изобретения являются увеличение эффективности десорбционной очистки нефти от сероводорода, увеличение выхода товарной нефти, уменьшение объема конденсата, образующегося на КС и системе газосбора, уменьшение эксплуатационных затрат на подготовку газа на КС, а также расхода газа, поступающего на установку сероочистки, и, как следствие, уменьшение затрат на очистку нефти и газа от сероводорода.

Технические задачи решаются способом подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа, включающим сепарацию сероводородсодержащей нефти в первой и второй ступенях сепарации, последующий нагрев сероводородсодержащей нефти в установке нагрева нефти, отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, сепарацию нефти в сепараторе низкого давления, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, компримирование на компрессорной станции попутного нефтяного газа из второй ступени сепарации нефти, сепаратора низкого давления и десорбционной колонны, отбор попутного нефтяного газа из первой ступени сепарации и его подачу на установку сероочистки.

Новым является то, что после компримирования ПНГ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20%, поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти.

На фиг. 1 изображена схема осуществления способа, в котором используются сепарация нефти, отдувка углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, подача ПНГ с КС в поток сырой сероводородсодержащей нефти, поступающей на первую ступень сепарации.

На фиг. 2 представлены данные по содержанию в нефти сероводорода, углекислого газа, азота, метана и этана перед десорбционной колонной и после нее.

На фиг. 3 представлены данные по содержанию в нефти пропана, изо-бутана, н-бутана, изо-пентана и подобных компонентов перед десорбционной колонной и после нее.

Для реализации способа сырую сероводородсодержащую нефть по трубопроводу 1 (фиг. 1) подают в сепараторы 2 первой ступени сепарации по подводящим трубопроводам 3. Затем нефть через вторую ступень сепарации 4 подают с помощью насоса 5 в установку нагрева нефти 6, где осуществляется ее нагрев. Далее нагретую нефть направляют в верхнюю часть десорбционной колонны 7. В нижнюю часть десорбционной колонны 7 подают углеводородный газ, не содержащий сероводород, по газопроводу 8. С десорбционной колонны 7 сероводородсодержащий газ по газопроводу 9 поступает на КС 10, а нефть через сепаратор 11 низкого давления на смешение с химическим реагентом - нейтрализатором сероводорода 12. Далее нефть подают в трубопровод и/или реактор 13, в котором протекает химическая реакция взаимодействия сероводорода с реагентом - нейтрализатором сероводорода 12. Расход реагента определяется исходя из массовой доли сероводорода в нефти после десорбционной колонны 7 и требуемого качества сдаваемой продукции по содержанию сероводорода согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002. После проведения процесса нейтрализации нефть, очищенная от сероводорода, отводится по трубопроводу 14.

ПНГ со второй ступени сепарации 4, десорбционной колонны 7 и сепаратора 11 низкого давления по газопроводам 9, 15, 16 направляют на прием компрессоров 17 компрессорной станции 10 на компримирование. Сжатый ПНГ с выкида компрессоров 17 компрессорной станции 10 по газопроводу 18 подают в подводящие нефтепроводы 3 сепараторов 2 первой ступени. Газ, отделившийся от нефти в сепараторах 2, по газопроводу 19 направляют на УСО.

Результаты, полученные при испытаниях известной и предлагаемой установки подготовки сероводородсодержащей нефти и ПНГ, приведены в табл. 1.

Возможен вариант подачи только части от объема газа с КС 10 по газопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации, а оставшегося объема - на УСО. В этом случае положительный эффект (снижение массовой доли сероводорода в нефти после десорбционной колонны, снижение объема газа, поступающего на УСО, снижение количества конденсата, образующегося в системе газосбора и увеличение выхода товарной нефти) достигается при подаче даже части от всего объема ПНГ, подаваемого с КС 10 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации (табл. 2). С увеличением объема ПНГ, подаваемого с КС 10 по газопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации, эффективность предлагаемого способа только возрастает и достигает максимальной эффективности при подаче всего объема газа с КС 10 по газопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации.

Заявляемый способ отличается от прототипа тем, что после компримирования ПНГ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20%, поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти.

Положительный эффект достигается за счет того, что при подаче ПНГ по газопроводу 18 с компрессорной станции 10 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации происходит перераспределение компонентов газа в объеме сероводородсодержащей нефти, вследствие чего повышается общее газосодержание жидкой фазы. Одновременно происходит интенсивное снижение температуры газа, подаваемого по газопроводу 18, за счет теплообмена с жидкостью в процессе движения газожидкостной смеси в трубопроводе 3 и сепараторах 2 первой ступени. В результате тепло-массообменного процесса между ПНГ и сероводородсодержащей нефтью часть компонентов, содержащихся в газе, переходит в состав нефти. Доля компонентов, входящих в состав газа, подаваемого по газопроводу 18, в нефти существенно возрастает по сравнению с прототипом. При этом точка росы газа, отделившегося от жидкости в сепараторах 2 первой ступени, существенно снижается, что позволяет полностью исключить возможность образования конденсата в системе газосбора.

Такие компоненты, как метан, этан, азот и углекислый газ, легче отделяются от жидкости в процессе сепарации, и их доля в составе нефти перед колонной отдувки уменьшается (фиг. 2). В свою очередь это приводит к снижению эффективности отделения пропана, бутана, гептана и других подобных компонентов и увеличению массовой доли сероводорода в нефти (фиг. 2, 3) перед десорбционной колонной 7. Однако подача нефти в десорбционную колонну 7 с повышенным содержанием пропан-бутановых и пентановых фракций позволяет снизить объем не содержащего сероводород газа, подаваемого в десорбционную колонну 7. В десорбционной колонне 7 в процессе массообмена между этим газом и сероводородсодержащей нефтью пропан и более высококипящие углеводороды из жидкой фазы частично переходят в газовую, что способствует более легкой десорбции сероводорода. Благодаря этому уменьшается массовая доля сероводорода в нефти после десорбционной колонны при прочих равных условиях. Это позволяет уменьшить расход нейтрализатора сероводорода 12, подаваемого в поток нефти после сепаратора 11 низкого давления.

При осуществлении способа по изобретению объем газа, подаваемого на УСО, уменьшается вследствие перехода пропан-гексановой фракции из газовой фазы в жидкую в процессе тепло-массообмена нефти с рециркулируемым ПНГ в нефтепроводе 3 перед сепараторами 2 первой ступени. Данная фракция на последующих ступенях сепарации нефти частично вновь переходит в газовую фазу и начинается новый цикл круговорота углеводородных компонентов.

За счет возврата пропана, бутана, гептана и других подобных компонентов ПНГ в состав нефти предлагаемый способ позволяет увеличить выход товарной нефти. При этом превышение давления насыщенных паров нефти согласно требований ГОСТ Р 51858-2002 не наблюдается вследствие ее стабилизации в десорбционной колонне 7 (табл. 1, 2).

Положительным фактором при осуществлении способа (при подаче всего объема газа с компрессорной станции 10 по трубопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации) является также отсутствие необходимости охлаждения газа после компримирования, что позволяет снизить затраты электроэнергии и исключить необходимость использования холодильного оборудования.

Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти и ПНГ прост в исполнении и не требует значительных затрат на его осуществление. Его реализация возможна как на существующих установках подготовки нефти, так и на вновь проектируемых.

Предлагаемое сочетание физических (двухступенчатой сепарации нефти, отдувки нефти в десорбционной колонне и подачи ПНГ с КС 10 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации) и химических (нейтрализации сероводорода в нефти химическими реагентами) методов удаления сероводорода из нефти при ее подготовке позволяет:

- уменьшить расход нейтрализатора сероводорода;

- увеличить выход товарной нефти;

- полностью исключить возможность образования конденсата в газопроводе от КС до УСО;

- уменьшить расход ПНГ, поступающего в систему газосбора, и, как следствие, снизить затраты на очистку газа от сероводорода на УСО;

- исключить необходимость использования холодильного оборудования на КС.

Формула изобретения

Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа, включающий сепарацию сероводородсодержащей нефти в первой и второй ступенях сепарации, последующий нагрев сероводородсодержащей нефти в установке нагрева нефти, отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, сепарацию нефти в сепараторе низкого давления, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, компримирование на компрессорной станции попутного нефтяного газа из второй ступени сепарации нефти, сепаратора низкого давления и десорбционной колонны, отбор попутного нефтяного газа из первой ступени сепарации и его подачу на установку сероочистки, отличающийся тем, что после компримирования попутный нефтяной газ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20% поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти.

bankpatentov.ru