Патент №2456053 - Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов. Установка очистки нефти от сероводорода


установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов - патент РФ 2442816

Изобретение относится к установкам обработки углеводородного сырья и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при промысловой очистке сероводородсодержащей нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов. Изобретение касается установки очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов, включающей подводящий нефтепровод сернистой нефти, соединенные последовательно трубопроводами сепаратор нефти с газопроводом, нефтяной насос, смесительное устройство, реактор окисления, сепаратор высокого давления с газопроводом, сепаратор низкого давления с газопроводом и резервуары хранения очищенной нефти, емкость приготовления и хранения катализаторного щелочного раствора с насосами-дозаторами, выход которых сообщен с входом нефтяного насоса, воздушный компрессор, выход которого подключен к входу смесительного устройства, и факельную линию. Установка дополнительно оснащена водоводом пресной промывочной воды, соединенным с трубопроводом между сепараторами высокого и низкого давления, причем газопроводы сепаратора нефти и сепаратора низкого давления соединены отводным газопроводом, а газопровод сепаратора высокого давления сообщен с факельной линией и через трубную перемычку с клапаном «после себя» - с резервуарами хранения очищенной нефти. Технический результат - доведение качества товарной нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2442816

Изобретение относится к установкам обработки углеводородного сырья и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при промысловой очистке сероводородсодержащей нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов, преимущественно на удаленных объектах, не обустроенных системой газосбора.

Известна установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов (А.М.Мазгаров, А.Ф.Вильданов, В.Н.Салин. Очистка нефти и нефтепродуктов от меркаптанов и сероводорода. Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2003. № 12, с.28-29), включающая секцию приготовления и хранения катализаторного комплекса (водно-щелочного раствора с катализатором) в составе емкостей с насосом для перемешивания химических реагентов, секцию подачи раствора с катализатором в нефть в составе насосов-дозаторов и статического смесителя, секцию подачи воздуха в составе воздушного компрессора и ресивера, секцию регенерации раствора в составе емкости отработанного раствора, насосов, теплообменника, фильтра отработанного воздуха, резервуары РВС для хранения очищенной нефти.

Недостатком установки является то, что она требует дозирования в поток нефти химических реагентов, продукты реакции сероводорода с которыми повторно загрязняют уже частично очищенную (обезвоженную и обессоленную) нефть, что проявляется в повышении содержания водной фазы и негативном влиянии на результаты анализов по определению концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76. Установка включает в себя большое количество разнообразного оборудования и требует проведения нескольких технологических операций, связанных с приготовлением смеси растворов, дозированием смеси в поток нефти под высоким давлением при одновременном смешении с воздухом, проведением окислительной очистки нефти при транспорте смеси по трубопроводу, отстоем сырья в резервуарах и регенерацией раствора, включающей его нагрев, что определяет значительные материальные и эксплуатационные затраты, в т.ч. энергетические. Кроме того, при эксплуатации установки велики потери нефти в виде легких фракций совместно с отработанным воздухом из негерметизированных резервуаров РВС, а при очистке сероводородсодержащих нефтей высокой вязкости низка эффективность процесса отстоя нефти даже при значительном времени ее пребывания в резервуарах, что ведет к необходимости постоянного пополнения процесса свежими порциями реагентов и нецелесообразности проведения их регенерации.

Известна установка очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов (RU 2120464 C1, C10G 27/06, C10G 27/10, опуб. 20.01.1998, Бюл. № 29), включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, сырьевую емкость, сырьевой насос, устройство для смешения воздуха с сырьем, подогреватель, реактор, емкость-отстойник и емкость-сепаратор перед резервуарами хранения очищенной нефти, емкости раствора щелочи и раствора катализатора, насосы-дозаторы, устройство для ввода воздуха.

Установка позволяет обеспечить снижение концентрации сероводорода и низкокипящих меркаптанов в нефти, уменьшить материальные затраты на проведение очистки нефти за счет возможности дозирования реагентов в поток нефти на приеме сырьевого насоса и исключения секции регенерации щелочного раствора и потери углеводородов с отработанным воздухом за счет использования специального сепарационного оборудования при условии их подачи в систему газосбора.

Недостатком установки остается возможность загрязнения нефти продуктами реакции, прежде всего элементной серой в процессе каталитического окисления сероводорода, в результате чего в нефти увеличивается «мнимое» количество хлористых солей и реакционной воды, что при значительном содержании сероводорода и меркаптанов в нефти может привести к превышению указанных показателей выше значений, требуемых по ГОСТ Р 51858-2002. Использование двух отдельных секций приготовления и дозирования реагентов увеличивает металлоемкость установки и ведет к необходимости осуществления контроля за точной дозировкой щелочного раствора и катализатора.

Наиболее близкой к предлагаемой является установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов, предназначенная для реализации способа подготовки сероводородсодержащей нефти (RU 2269566 С1, C10G 27/06 C10G 19/02, опуб. 10.02.2006, Бюл. № 4), включающая подводящий нефтепровод сернистой нефти, соединенные последовательно трубопроводами сепаратор нефти с газопроводом, нефтяной насос, смесительное устройство, реактор окисления, сепаратор-отстойник высокого давления с газопроводом, сепаратор низкого давления с газопроводом и отводящим трубопроводом в резервуары хранения очищенной нефти, емкость приготовления и хранения катализаторного щелочного раствора с насосами-дозаторами, выход которых сообщен с входом нефтяного насоса, воздушный компрессор, выход которого подключен к входу смесительного устройства, отводящий газопровод, соединенный с факельной линией или системой газосбора.

Установка позволяет получать требуемые показатели качества нефти по концентрации сероводорода и легких меркаптанов и снизить негативное влияние продуктов реакции сероводорода с реагентами на качество нефти по содержанию водной фазы и концентрации хлористых солей за счет частичной отдувки сероводорода из нефти в сепараторе нагретой нефти при подаче в нее отработанного газа с азотом из сепаратора высокого давления и снижения объемов подаваемых в нефть реагентов (щелочного раствора с катализатором).

Недостатком известной установки является ограниченная область ее рентабельного использования - только на объектах, обустроенных системой газосбора. В большинстве случаев установки, реализующие окислительные методы очистки нефти с использованием реагентов, используются на удаленных объектах, где система газосбора отсутствует. В этих условиях подача отработанного воздуха, состоящего на 60-65% из азота, на прием сепаратора нефти способствует тому, что совместно с сероводородом в газовую фазу из нефти переходит значительное количество легких углеводородов, в основном пропана и бутан-пентановых фракций, что определяет снижение выхода товарной нефти, увеличение потерь, наряду с потерями из резервуаров для хранения очищенной нефти, при подаче азотоуглеводородной смеси на факел для сжигания (или свечу рассеивания), и увеличение негативной нагрузки на окружающую среду. Кроме того, техническая и технологическая взаимосвязь элементов установки определяет циклический режим ее работы, заключающийся в постоянной корректировке и контроле расхода воздуха и реагентов в связи с непрерывно меняющимися показателями по исходной концентрации сероводорода в нефти на ее выходе из сепаратора нагретой нефти и необходимости периодического снижения или увеличения расходов реагентов и воздуха, участвующих в процессе окислительной очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, что негативно сказывается на получении стабильных показателей качества нефти. В связи с этим установка не гарантирует получение качества нефти по всем показателям согласно ГОСТ Р 51858-2002, особенно при высоком исходном содержании сероводорода в нефти свыше 400-500 ppm, поскольку эффективность удаления сероводорода из нефти в сепараторе постоянно меняется и не превышает в большинстве случаев 40-45%, что определяет использование достаточно большого объема химических реагентов, поскольку расход щелочного реагента с изменением исходной концентрации сероводорода меняется в меньшей степени, чем расход воздуха. Поэтому при высоком значении концентрации сероводорода в нефти, особенно высоковязкой, велика вероятность превышения показателей качества нефти по содержанию водной фазы и концентрации «мнимых» хлористых солей при избыточном объеме подаваемого щелочного реагента из расчета на минимальный объем отработанного воздуха из сепаратора-отстойника высокого давления, а при недостаточном объеме подаваемого реагента, рассчитанном на максимальное количество отработанного воздуха, направляемого в нефтепровод перед сепаратором нефти, - и по массовой доле сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов. Предлагаемый в установке технологический прием отстоя после реактора и рециркуляции реакционной смеси (почти полностью отработанного реагента) на прием сырьевого насоса предполагает увеличение нагрузки на него и на установку в целом не только по реагенту, а, в большей степени, по уже очищенной нефти, поскольку процесс качественного отстоя реагента, имеющего при подготовке вязких нефтей плотность, близкую к плотности нефти, маловероятен в условиях одновременной сепарации от нефти отработанного воздуха, что в конечном итоге также негативно сказывается на качестве очистки нефти и требует повышенных энергетических затрат.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение качества очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов за счет снижения доли водной фазы в товарной нефти, исключения отрицательного влияния продуктов реакции реагентов с сероводородом и низкомолекулярными меркаптанами при определении концентрации хлористых солей в нефти, стабилизации режимных параметров очистки нефти путем поддержания постоянных расходов реагентов и воздуха, подаваемых в нефть на стадии окисления сероводорода и меркаптанов, и снижение потерь легких углеводородов нефти из сепараторов и резервуаров очищенной нефти за счет оптимизации распределения потоков газа из сепараторов высокого и низкого давлений.

Поставленная техническая задача решается описываемой установкой очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов, включающей подводящий нефтепровод сернистой нефти, соединенные последовательно трубопроводами сепаратор нефти с газопроводом, нефтяной насос, смесительное устройство, реактор окисления, сепаратор высокого давления с газопроводом, сепаратор низкого давления с газопроводом и резервуары хранения очищенной нефти, емкость приготовления и хранения катализаторного щелочного раствора с насосами-дозаторами, выход которых сообщен с входом нефтяного насоса, воздушный компрессор, выход которого подключен к входу смесительного устройства, и факельную линию.

Новым является то, что для повышения качества очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов за счет снижения доли водной фазы в товарной нефти и исключения отрицательного влияния продуктов реакции реагентов с сероводородом и низкомолекулярными меркаптанами на определение концентрации хлористых солей в нефти, стабилизации режимных параметров очистки нефти, снижения потерь легких углеводородов нефти из сепараторов и резервуаров очищенной нефти она дополнительно оснащена водоводом пресной промывочной воды, соединенным с трубопроводом между сепараторами высокого и низкого давления, причем газопроводы сепаратора нефти и сепаратора низкого давления соединены отводным газопроводом, а газопровод сепаратора высокого давления сообщен с факельной линией и через трубную перемычку с клапаном «после себя» - с резервуарами хранения очищенной нефти.

Новым является также то, что для достижения показателей качества нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002 при очистке высоковязких нефтей с высокой исходной концентрацией сероводорода за счет увеличения глубины очистки по всем показателям качества на трубопроводе между соединением с водоводом и сепаратором низкого давления размещен электродегидратор.

На чертеже представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов.

Установка содержит подводящий нефтепровод 1 сернистой нефти, сепаратор 2 нефти с газопроводом 3, нефтяной насос 4, емкость 5 приготовления и хранения катализаторного щелочного раствора, насосы-дозаторы 6, выкид которых соединен трубопроводом 7 с приемом насоса 4, воздушный компрессор 8 с трубопроводом 9, смеситель 10, реактор окисления 11, сепаратор 12 высокого давления с газопроводом 13, трубопровод 14 с подключенным к нему водоводом 15 пресной промывочной воды, электродегидратор 16 с трубопроводом 17 сброса воды, подключенным к входу установки подготовки нефти, и отводящим нефтепроводом 18, сепаратор 19 низкого давления с газопроводом 20, соединенным отводным газопроводом 21 с газопроводом 3 сепаратора 2 нефти, резервуары 22 хранения очищенной нефти, подключенные по газовой фазе посредством трубной перемычки 23, на которой установлен клапан 24 «после себя», к газопроводу 13, соединенному с факельной линией 25.

Установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов работает следующим образом. Сероводородсодержащую нефть (прошедшую стабилизацию, глубокое обезвоживание и обессоливание или только глубокое обезвоживание) с установки подготовки нефти (УПН) по подводящему нефтепроводу 1 подают в сепараторы 2 нефти, откуда газ по газопроводу 3 поступает, например, в печи УПН для нагрева сырой нефти. Дегазированную нефть после сепаратора 2 направляют на прием насоса 4, куда из емкости 5 насосами-дозаторами 6 по трубопроводу 7 подают катализаторный комплекс (КТК), представляющий собой щелочной раствор, предпочтительно 25%-ный раствор аммиака Nh4, с катализатором. В рабочей полости насоса происходит интенсивное перемешивание раствора с нефтью. После насоса 4 в поток нефти воздушным компрессором 8 по трубопроводу 9 вводят стехиометрическое количество воздуха, который перемешивается с нефтью и щелочным раствором под давлением 1,0-1,5 МПа в смесителе 10. Далее смесь нефти, воздуха и реагента направляют в реактор 11 окисления, где осуществляется основной процесс очистки нефти за счет окисления сероводорода до элементарной серы, а низкомолекулярных меркаптанов - до дисульфидов. Образующие продукты реакции реагентов и кислорода воздуха с сероводородом, меркаптанами и находящимися в нефти нафтеновыми кислотами и вода, также выделяющаяся в процессе реакции, ухудшают показатели качества нефти: увеличивается массовая доля воды, продукты реакции оказывают негативное влияние на проведение анализа по определению содержания хлористых солей в нефти по методу ГОСТ 21534-76 (метод А - титрованием водного экстракта), которое проявляется в виде увеличения концентрации хлористых солей в нефти. После реактора 11 нефть подают в сепаратор 12 высокого давления, из которого отделившийся от нефти при давлении порядка 0,2-0,3 МПа отработанный воздух (азот свыше 60% с легкими углеводородами) поступает в газопровод 13, а очищенную нефть направляют в трубопровод 14. Для удаления из объема нефти продуктов реакции с целью доведения ее качества согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002 и исключения их влияния на результаты определении концентрации хлористых солей в поток нефти, транспортируемой по трубопроводу 14, по водоводу 15 подают пресную промывочную воду, количество которой подбирают опытным путем, исходя из объемов нефти и исходной концентрации в ней сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов. Лабораторные и промысловые исследования показывают, что количество пресной воды для промывки нефти от загрязняющих продуктов реакции составляет от 2 до 10% от объема нефти. При очистке легких нефтей вязкостью до 20-30 мПа·с с содержанием сероводорода да 150-200 ppm и меркаптанов до 50-100 ppm обработанную пресной водой нефть транспортируют через все последующие сооружения до резервуаров ее хранения, где в процессе ее отстоя осуществляют подрезку и сброс всей водной фазы с продуктами реакции. При очистке тяжелых нефтей вязкостью свыше 60 мПа·с с высокой концентрацией сероводорода свыше 250-300 ppm нефть после ввода пресной воды дополнительно направляют в электродегидратор 16, где при давлении, близком к давлению в сепараторе 12 высокого давления, подвергают воздействию электрического поля, в результате чего осуществляется процесс эффективного отстоя водной фазы (смеси пластовой воды, воды, изначально присутствующей в щелочном растворе и пресной промывочной воды) с продуктами реакции и остаточными хлористыми солями. Отстоявшуюся воду по трубопроводу 17 подают на прием УПН, а нефть по нефтепроводу 18 направляют в сепаратор 19 низкого давления, где при давлении около 0,05-0,1 МПа газовую фазу, содержащую до 90% углеводородов, отделяют от очищенной нефти. Газ из сепаратора 19 направляют в газопровод 20 и по отводному газопроводу 21 подают в газопровод 3 сепаратора 2 и далее смесь газов со сниженным содержанием сероводорода используют в печах нагрева нефти УПН или для других нужд промысла. Такой прием позволяет полностью ликвидировать потери углеводородов из сепаратора 19 низкого давления и снизить коррозионную агрессивность газа, подаваемого на печи УПН. Нефть из сепаратора 19 направляют в резервуары 22 для хранения, которые эксплуатируются в режиме «заполнение-откачка». При поступлении нефти в резервуары 22 в результате снижения давления выделяется остаточный газ, который при их заполнении совместно с продуктами испарения с зеркала поверхности нефти через дыхательные клапаны сбрасывается в атмосферу. Для снижения потерь нефти в виде легких фракций при последующем опорожнении резервуаров 22, которое сопровождается снижением давления в их паровых пространствах, в них по перемычке 23 через клапан 24 «после себя» по сигналу от импульсной трубки, фиксирующей момент снижения давления до определенного значения, из газопровода 13 сепаратора 12 высокого давления начинает поступать газ с высоким содержанием азота, в результате чего в резервуарах формируется азотная подушка, обеспечивающая снижение испаряемости нефти и потерь ее легких фракций при последующем заполнении резервуаров 22, поскольку при повышении давления в резервуарах и открытии дыхательных клапанов в атмосферу будет выбрасываться в основном азот. Дополнительный эффект, помимо снижения негативной нагрузки на окружающую среду и потерь углеводородов из сепаратора 12 высокого давления и резервуаров 22, от соединения газопровода 13 и резервуаров 22 через трубную перемычку 23, заключается в уменьшении пожароопасности и снижения коррозионной агрессивности среды в резервуарах 22 за счет исключения попадания в них воздуха. При заполнении резервуаров 22 азотоуглеводородная смесь из сепаратора 12 высокого давления направляется по газопроводу 13 в факельную линию для сжигания (или рассеивания). При накоплении в резервуарах 22 определенного объема водной фазы ее периодически сбрасывают в резервуары очистных сооружений.

Предлагаемая установка позволяет осуществить очистку нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов до требований ГОСТ Р 51858-2002 и по сравнению с известными имеет следующие преимущества:

- имеет широкую область применения вне зависимости от существующей инфраструктуры по сбору и использованию нефтяного газа;

- повышается качество очистки нефти за счет снижения доли водной фазы и исключения отрицательного влияния продуктов реакции реагентов с сероводородом и низкомолекулярными меркаптанами на определение концентрации хлористых солей в нефти в результате стабилизации режимных параметров при поддержании постоянных расходов реагентов и воздуха и обеспечения эффективной промывки нефти от продуктов реакции, что обеспечивает также упрощение контроля и регулирования процесса очистки нефти;

- уменьшаются потери нефти в виде легких углеводородов из резервуаров и сепараторов за счет оптимизации распределения потоков газа из этих аппаратов;

- снижается пожароопасность объектов за счет исключения попадания в атмосферные резервуары хранения нефти воздуха и одновременно уменьшается коррозионная активность газовой среды в них.

Предлагаемая установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов технологична и проста в исполнении, легко реализуема на действующих объектах подготовки сероводородсодержащей нефти и позволяет получать нефть в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002.

В зависимости от конкретных условий сбора и подготовки, физико-химических свойств нефти и концентрации в ней сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов предлагаемая установка может эксплуатироваться как в составе действующей УПН после блока глубокого обезвоживания нефти, так и как самостоятельное устройство после существующей УПН с целью доведения качества товарной нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов, включающая подводящий нефтепровод сернистой нефти, соединенные последовательно трубопроводами сепаратор нефти с газопроводом, нефтяной насос, смесительное устройство, реактор окисления, сепаратор высокого давления с газопроводом, сепаратор низкого давления с газопроводом и резервуары хранения очищенной нефти, емкость приготовления и хранения катализаторного щелочного раствора с насосами-дозаторами, выход которых сообщен с входом нефтяного насоса, воздушный компрессор, выход которого подключен к входу смесительного устройства, и факельную линию, отличающаяся тем, что она дополнительно оснащена водоводом пресной промывочной воды, соединенным с трубопроводом между сепараторами высокого и низкого давления, причем газопроводы сепаратора нефти и сепаратора низкого давления соединены отводным газопроводом, а газопровод сепаратора высокого давления сообщен с факельной линией и через трубную перемычку - с клапаном «после себя» - с резервуарами хранения очищенной нефти.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что на трубопроводе между соединением с водоводом и сепаратором низкого давления размещен электродегидратор.

www.freepatent.ru

Установка очистки нефти от сероводорода и меркаптанов

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.

bankpatentov.ru

способ стабилизации и очистки нефти от сероводорода и меркаптанов - патент РФ 2478686

Изобретение относится к способам подготовки нефти, а именно способам стабилизации и очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов. Изобретение касается способа стабилизации и очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, заключающегося в нагреве нефти с последующей отдувкой легким углеводородным газом в колонне с насадкой АВР, в котором нефть делят на два потока, один поток, от 70 до 90% по объему, нагревают до 110-180°С и подают в среднюю часть колонны, второй ненагретый поток с температурой 40-60°С, от 10 до 30% по объему, подают в верхнюю часть колонны, в низ колонны подают малосернистый легкий углеводородный газ первой ступени сепарации. Технический результат - очистка от сероводорода и меркаптанов, снижение затрат, отсутствие образования вторичного сероводорода. 1 ил., 2 табл.

Рисунки к патенту РФ 2478686

Изобретение относится к способам подготовки нефти, а именно способам стабилизации и очистки нефти от сероводорода и меркаптанов физическими методами и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности непосредственно на промысле в составе комплексной установки подготовки нефти при подготовке сероводородсодержащих нефтей и газоконденсатов с высоким содержанием сероводорода, этил и метилмеркаптанов.

Известна установка очистки нефти (варианты) ПМ № 56207 RU с колонной отдувки газом, установленной на входе. Основное количество (до 80-95%) сероводорода в этой установке удаляется в колонне отдувки, а доочистка нефти до норм ГОСТ Р 51838 по сероводороду и меркаптанам производится в реакторах окисления [1]. Недостатками данного способа являются потери химических реагентов с нефтью, необходимость регенерации реагента, строительство очистных сооружений.

Известна схема комплексной подготовки нефти, включающая узел стабилизации нефти, который (Я.Г.Соркин. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды, М., Химия 1975, стр.113-115) состоит из ректификационной колонны, печи нагрева, конденсатора углеводородов и блока рекуперационных теплообменников, в которых осуществляется выделение из нефти легких углеводородов С2-С5 (ШФЛУ) - это классическая схема. Процесс осуществляется при температуре t=200÷240°С, давлении Р=5÷8 атм. При этом снижается давление насыщенных паров нефти (ДНП), удаляются сероводород h3S и легкие меркаптаны. Недостатком данного способа является появление в товарной нефти вторичного сероводорода и меркаптанов в результате термического разложения более тяжелых сероорганических соединений в пристенном слое трубчатых печей, что не позволяет достигнуть нормативных требований по содержанию сероводорода и меркаптанов [2].

Последний способ взят за прототип.

Предметом изобретения является способ одновременной стабилизации и очистки нефти от сероводорода и меркаптанов отдувкой малосернистым газом (например газом первой ступени сепарации нефти) в комбинированной колонне 3, в которой в нижней части - зоне десорбции - происходит отдувка сероводорода и меркаптанов малосернистым газом, а в верхней части -укрепляющей зоне - фракционирующая абсорбция углеводородов С5+ холодной (40-60°С) нефтью. И в верхней, и в нижней частях комбинированной колонны контакт жидкости и газа производят на специальной насадке, обеспечивающей работу колонны в условиях больших нагрузок по жидкости (до 250 м3 /м2час) и малых нагрузок по газу (до 0,5 ).

Входящую в колонну сероводородосодержащую нефть после концевой ступени сепарации (поток I) делят объемным способом на два потока (II и III). Часть нефти, поток II (от 70 до 90% по объему) нагревают в две ступени сначала в рекуперационном теплообменнике 1, а затем до 110-180°С в печи 2, и затем подают в середину комбинированной колонны 3, где она самотеком попадает в нижнюю часть - зону десорбции 5, в которой происходит процесс отдувки сероводорода и меркаптанов малосернистым газом, взятым с первой ступени сепарации нефти, подаваемым противотоком в нижнюю часть колонны (поток IV).

Поток III нефти (от 10 до 30%) подают неподогретым (40-50°С) в верхнюю часть колонны 4, где насыщенный легкими углеводородами и сероводородом горячий газ входит в противоточный контакт с холодной нефтью, и происходит абсорбция выделившихся в нижней части колонны углеводородов С5+, а сероводород и легкие углеводороды выводят из верхней части колонны и подают на комплексную установку подготовки газа (поток VI). Товарная нефть с нормативными показателями по сероводороду и меркаптанам отводится потоком V через рекуперативный теплообменник 1.

Преимуществами предложенного способа являются:

1. Отсутствие образования вторичного сероводорода.

2. Снижение затрат тепла, так как во-первых, не всю нефть подогревают, во-вторых, предварительный подогрев осуществляют отходящим потоком подготовленной нефти, и, в-третьих, нефть нагревают до температуры 110-180°С, а не до 200-240°С (по прототипу [2]), для этого используют печь, меньшую по объему и мощности. В случае отсутствия меркаптанов температура нагретого потока может быть еще меньше - 50-100°С.

3. Использование малосернистого газа, взятого с первой ступени сепарации и содержащего до 3% сероводорода в качестве газа отдувки, при этом отпадает необходимость его очистки. Проведенные промышленные испытания показали, что нефть после такой обработки соответствует ГОСТ 51858 по сероводороду, меркаптанам и ДНП. Таким образом, нет проблем с регенерацией или утилизацией отработанного химического реагента и связанных с этим затрат.

Действующие в настоящее время нормативы подготовки нефти по содержанию сероводорода и легких меркаптанов могут быть достигнуты предложенным способом для нефти 1 вида качества (h3S - до 20 ppm, меркаптаны - до 40 ppm) - с использованием газа отдувки, содержащего сероводород, не более 1%, а для нефти 2 вида качества(h3 S - до 100 ppm, меркаптаны - до 100 ppm) - с использованием газа отдувки, содержащего сероводород, не более 3%.

В таблицах 1 и 2 приведены результаты промышленных испытаний, в которых был реализован заявляемый на изобретение способ на специально предназначенной для этого установке в колонне с насадкой АВР, из которых видно, что нефть, изначально содержавшая 300 ppm сероводорода, очищается до 2 вида качества уже при 50-70°С, а нефть, изначально содержавшая 500 ppm сероводорода и 600 ppm меркаптанов - при 160°С газом, содержащим h3S не более 1%.

Понятно, что режимы могут варьироваться в зависимости от состава газов отдувки и обрабатываемой нефти.

Способ стабилизации и очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, который заключается в нагреве нефти с последующей отдувкой легким углеводородным газом в комбинированной колонне, состоящей из двух частей - нижней с насадкой АВР, в которой происходит десорбция сероводорода и меркаптанов, и верхней, также с насадкой АВР, в которой происходит адсорбция фракции С5+, нефть предварительно делят на два потока, один поток нагревают и подают в среднюю часть колонны, второй ненагретый поток подают в верхнюю часть колонны, в низ колонны подают малосернистый легкий углеводородный газ первой ступени сепарации, является новым, опробованным на опытно-промышленной установке, и, следовательно, промышленно применимым.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ стабилизации и очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, заключающийся в нагреве нефти с последующей отдувкой легким углеводородным газом в колонне с насадкой АВР, отличающийся тем, что нефть делят на два потока, один поток от 70 до 90% по объему нагревают до 110-180°С и подают в среднюю часть колонны, второй ненагретый поток с температурой 40-60°С от 10 до 30% по объему подают в верхнюю часть колонны, в низ колонны подают малосернистый легкий углеводородный газ первой ступени сепарации.

www.freepatent.ru

Патент №2456053 - 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.

Классификация патента

Код Наименование
МПК B01D 19/00Дегазация жидкостей
МПК B01D 53/52Разделение газов или паров; извлечение паров летучих растворителей из газов; химическая или биологическая очистка отходящих газов, например выхлопных газов, дыма, копоти, дымовых газов, аэрозолей - сероводород
МПК C10G 29/20Очистка углеводородных масел в отсутствие водорода прочими химическими соединениями - органические соединения, не содержащие атомов металла

allpatents.ru

Установка по переработке сероводород-содержащего попутного нефтяного газа

Установка по переработке сероводород-содержащего попутного нефтяного газа

ОАО «Волжский дизель» в настоящее время отработана и реализована Установка по переработке сероводород-содержащего попутного нефтяного газа (ПНГ) с выработкой электроэнергии и тепла. В качестве электрогенерирующего агрегата используется газопоршневой двигатель-генератор ГДГ 100 серийно выпускаемый нашим заводом. Система газоподготовки выполнена ОАО «ВНИИУС» на базе недорогого типового отечественного оборудования и использует доступные реагенты, выпускаемые несколькими химическими предприятиями России. Опытная эксплуатация установки, проведенная на базе нефтедобывающей компании «Троицкнефть» в Татарстане, показала ее бесперебойную работу с заявляемыми характеристиками при использовании в качестве топлива попутного нефтяного газа с массовой концентрацией сероводорода до 4%.

Техническое описание и характеристики используемого

Газопоршневой двигатель-генератор ГДГ 100 предназначен для выработки электроэнергии, используя в качестве топлива попутный нефтяной газ с низким содержанием метана (30% ивыше) и низким давлением перед двигателем (0,03 МПа и выше). Двигатель-генератор ГДГ 100 изготовлен на базе рядного двигателя имеющего шесть цилиндров диаметром 210 мм, ходом поршня 210 мм и 1000 об/мин вращения коленчатого вала. Низкие обороты коленчатого вала двигателя увеличивают его ресурс работы до капитального ремонта. ГДГ 100 способен вырабатывать до 500 кВт электроэнергии и 500 кВт тепловой энергии (от утилизатора выхлопных газов и первого контура охлаждения двигателя) в зависимости от состава попутного газа. Уменьшение калорийности используемого газа приводит к снижению выходной мощности газопоршневого двигатель-генератора. Так при содержании в попутном газе метана в районе 30% ГДГ 100 вырабатывает 380 кВт электроэнергии.

Аналогичные ГДГ импортного производства на таком составе газа либо не работают совсем, либо вырабатывают в два раза меньшую мощность по причине возникновения детонации и высоких температур выхлопных газов.

В ГДГ 100 нашего производства детонация отсутствует в связи с наличием в конструкции запатентованных форкамер, способных поджигать бедные смеси, при сгорании которых не возможна детонация и высокая температура сгорания. В конструкции двигатель также применена оригинальная система охлаждения камеры сгорания, что позволяет снизить температуру выхлопных газов до 480ОС (у импорных аналогов 680ОС) и тем самым повышает ресурс выхлопных клапанов. Для обеспечения повышенного ресурса выхлопных клапанов, в конструкции крышки цилиндров установлен немецкий механизм их поворота.

Для снижения расхода масла в двигателе используются немецкие азотированные втулки цилиндров с антинагарными кольцами в верхней части и немецкие поршневые кольца Гётце Верке. Благодаря этому удалось достигнуть расхода масла на угар 1 литр в сутки.

Для стабильного процесса сгорания газа на двигателе установлена мощная высоконадёжная система зажигания и свечи американской фирмы Альтроник.

Стабильность частоты вращения на двигателе обеспечивает установленный электронный регулятор скорости и смеситель газа немецкой фирмы Хайнцманн.

Высокое качество электроэнергии достигается применением генераторов таких мировых производителей, как Лерой Соммер или Стамфорд.

Дополнительной опцией к агрегату может быть поставлена отечественная система утилизации тепла выхлопных газов и воды первого контура охлаждения двигателя.

Газовый двигатель работает на дешевом отечественном масле М16 Г2ЦС, либо другом (с вязкостью 15W40 и выше) и не требует специальных масел для газовых двигателей. Масло меняется не чаще, чем через 1500 моточасов.

В систему охлаждения допускается заливать обычную умягчённую воду.

Агрегат допускает мгновенный наброс нагрузки до 30% с нуля и в дальнейшем оставшиеся 70%. Электрический шкаф управления имеет все необходимые защиты и возможность работы с электрическими сетями.

Агрегат имеет массу 8500 кг, длину 4м, ширину 1,5м, высоту 2м.

В комплекте поставки включены все необходимые комплектующие для работы (радиатор, высокоэффективный глушитель выхлопа, шкаф управления и т.д.)

ГДГ 100 может поставляться в блок-контейнерном исполнении с общей массой в зависимости от комплектации до 22 тонн.

На протяжении всей истории завода всего было выпущено более 10 000 дизелей на базе которых изготовлен ГДГ 100, которые были установлены на маневровых тепловозах и силовых агрегатах буровых установок.

В России и странах СНГ развита большая сеть запасных частей на основные детали двигателей.

В монтаже, наладке и пуске агрегата участвует заводская бригада специалистов.

В настоящее время аналогичные газопоршневые агрегаты (ГДГ90 с рабочим давлением газа 0,2 МПа) отработали в эксплуатации более 28 000 моточасов без серьёзных замечаний.

 

Техническое описание и характеристики системы газоподготовки

для очистки попутного нефтяного газа (ПНГ) от сероводорода.

Система газоподготовки, разработанная в научно-исследовательском институте ВНИИУС, ориентирована на работу с входным газом невысокого давления и начальной массовой концентрацией h3S до 5% и реализована следующим образом (см. рис.2).

Попутный нефтяной газ, содержащий сероводород, поступает в насадочный абсорбер А-1. Абсорбер частично заполнен щелочным катализаторным комплексом (КТК), который готовится в емкости Е-1. В А-1 происходит извлечение сероводорода из ПНГ по реакциям (1-2) с образованием сульфида и гидросульфида натрия.

h3S + 2NaOH Na2S + 2h3O   (1)

h3S + NaOH  NaHS + h3O   (2)

Параллельно протекает более медленная реакция раствора с углекислым газом, входящим в состав ПНГ, по реакциям (3-4):

CO2 + 2NaOH Na2CO3 + h3O   (3)

 CO2 + NaOH NaHCO3   (4)

Сероводород реагирует с образовавшимся по реакции (3) карбонатом натрия по реакциям:

h3S + Na2CO3 NaHS + NaHCO3   (5)

 h3S + Na2CO3 Na2S + CO2 + h3O   (6)

Очищенный от сероводорода ПНГ из А-1 направляется в сепаратор-каплеотбойник С-1 для освобождения от унесенных капель раствора КТК. Из сепаратора С-1 очищенный ПНГ направляется на дальнейшее использование в качестве топливного газа для газопоршневого двигателя.

Насыщенный раствор КТК насосом Н-1 подается в куб насадочного регенератора Р-1. В линию подачи раствора КТК дозирующим насосом НД-1 из емкости Е-2 подается небольшое количество раствора катализатора ИВКАЗ для поддержания его концентрации в КТК. В куб регенератора Р-1 компрессором ВК-1 подается расчетное количество технологического воздуха. В регенераторе Р-1 при температуре до 80оС и давлении до 0,5 МПа в присутствии катализатора ИВКАЗ происходит окисление сульфида и гидросульфида натрия до нетоксичных солей - сульфата и тиосульфата натрия по реакциям:

 3Na2S + 4O2 + h3O Na2S2O3 + Na2SO4 + 2NaOH   (7)

 NaHS + 2O2 Na2S2O3 + h3O   (8)

Регенерированный раствор КТК совместно с отработанным воздухом направляются в сепаратор С-2, в котором происходит их разделение, и с низа сепаратора раствор КТК насосом Н-2 направляется в абсорбер А-1 для очистки ПНГ. Балансовое количество отработанного КТК периодически выводится для утилизации путем смешения с дренажной водой из нефтеотстойников. Одним из вариантов утилизации является закачка отработанного раствора, содержащего нетоксичные нейтральные соли, в пласт для поддержания пластового давления (в систему ППД). Возможно использование вместо колонных аппаратов А-1 и Р-1 горизонтальных барботажных емкостей, как это реализовано в ЗАО «Троицкнефть» (см. рис.3). Расход раствора КТК зависит от содержания сероводорода и углекислого газа в сырье. Содержание сульфидной серы в стоках после очистки не превышает 20 мг/л.

При использовании очищенного газа для выработки электроэнергии остаточное содержание сероводорода после блока газоподготовки не превышает 0,05% масс. Разработанная система позволяет осуществлять более глубокую очистку ПНГ от сероводорода до требований ГОСТ 5542-87 (не более 0,02 г/м3 ) для его использования в качестве печного топливного газа. Установка сероочистки газа может быть выполнена по желанию Заказчика в блочно-модульном варианте.

Рис.2 Схема процесса очистки ПНГ от сероводорода

www.combienergy.ru

Установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов

Изобретение относится к установкам обработки углеводородного сырья и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при промысловой очистке сероводородсодержащей нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов. Изобретение касается установки очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов, включающей подводящий нефтепровод сернистой нефти, соединенные последовательно трубопроводами сепаратор нефти с газопроводом, нефтяной насос, смесительное устройство, реактор окисления, сепаратор высокого давления с газопроводом, сепаратор низкого давления с газопроводом и резервуары хранения очищенной нефти, емкость приготовления и хранения катализаторного щелочного раствора с насосами-дозаторами, выход которых сообщен с входом нефтяного насоса, воздушный компрессор, выход которого подключен к входу смесительного устройства, и факельную линию. Установка дополнительно оснащена водоводом пресной промывочной воды, соединенным с трубопроводом между сепараторами высокого и низкого давления, причем газопроводы сепаратора нефти и сепаратора низкого давления соединены отводным газопроводом, а газопровод сепаратора высокого давления сообщен с факельной линией и через трубную перемычку с клапаном «после себя» - с резервуарами хранения очищенной нефти. Технический результат - доведение качества товарной нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к установкам обработки углеводородного сырья и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при промысловой очистке сероводородсодержащей нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов, преимущественно на удаленных объектах, не обустроенных системой газосбора.

Известна установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов (А.М.Мазгаров, А.Ф.Вильданов, В.Н.Салин. Очистка нефти и нефтепродуктов от меркаптанов и сероводорода. Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2003. №12, с.28-29), включающая секцию приготовления и хранения катализаторного комплекса (водно-щелочного раствора с катализатором) в составе емкостей с насосом для перемешивания химических реагентов, секцию подачи раствора с катализатором в нефть в составе насосов-дозаторов и статического смесителя, секцию подачи воздуха в составе воздушного компрессора и ресивера, секцию регенерации раствора в составе емкости отработанного раствора, насосов, теплообменника, фильтра отработанного воздуха, резервуары РВС для хранения очищенной нефти.

Недостатком установки является то, что она требует дозирования в поток нефти химических реагентов, продукты реакции сероводорода с которыми повторно загрязняют уже частично очищенную (обезвоженную и обессоленную) нефть, что проявляется в повышении содержания водной фазы и негативном влиянии на результаты анализов по определению концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76. Установка включает в себя большое количество разнообразного оборудования и требует проведения нескольких технологических операций, связанных с приготовлением смеси растворов, дозированием смеси в поток нефти под высоким давлением при одновременном смешении с воздухом, проведением окислительной очистки нефти при транспорте смеси по трубопроводу, отстоем сырья в резервуарах и регенерацией раствора, включающей его нагрев, что определяет значительные материальные и эксплуатационные затраты, в т.ч. энергетические. Кроме того, при эксплуатации установки велики потери нефти в виде легких фракций совместно с отработанным воздухом из негерметизированных резервуаров РВС, а при очистке сероводородсодержащих нефтей высокой вязкости низка эффективность процесса отстоя нефти даже при значительном времени ее пребывания в резервуарах, что ведет к необходимости постоянного пополнения процесса свежими порциями реагентов и нецелесообразности проведения их регенерации.

Известна установка очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов (RU 2120464 C1, C10G 27/06, C10G 27/10, опуб. 20.01.1998, Бюл. №29), включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, сырьевую емкость, сырьевой насос, устройство для смешения воздуха с сырьем, подогреватель, реактор, емкость-отстойник и емкость-сепаратор перед резервуарами хранения очищенной нефти, емкости раствора щелочи и раствора катализатора, насосы-дозаторы, устройство для ввода воздуха.

Установка позволяет обеспечить снижение концентрации сероводорода и низкокипящих меркаптанов в нефти, уменьшить материальные затраты на проведение очистки нефти за счет возможности дозирования реагентов в поток нефти на приеме сырьевого насоса и исключения секции регенерации щелочного раствора и потери углеводородов с отработанным воздухом за счет использования специального сепарационного оборудования при условии их подачи в систему газосбора.

Недостатком установки остается возможность загрязнения нефти продуктами реакции, прежде всего элементной серой в процессе каталитического окисления сероводорода, в результате чего в нефти увеличивается «мнимое» количество хлористых солей и реакционной воды, что при значительном содержании сероводорода и меркаптанов в нефти может привести к превышению указанных показателей выше значений, требуемых по ГОСТ Р 51858-2002. Использование двух отдельных секций приготовления и дозирования реагентов увеличивает металлоемкость установки и ведет к необходимости осуществления контроля за точной дозировкой щелочного раствора и катализатора.

Наиболее близкой к предлагаемой является установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов, предназначенная для реализации способа подготовки сероводородсодержащей нефти (RU 2269566 С1, C10G 27/06 C10G 19/02, опуб. 10.02.2006, Бюл. №4), включающая подводящий нефтепровод сернистой нефти, соединенные последовательно трубопроводами сепаратор нефти с газопроводом, нефтяной насос, смесительное устройство, реактор окисления, сепаратор-отстойник высокого давления с газопроводом, сепаратор низкого давления с газопроводом и отводящим трубопроводом в резервуары хранения очищенной нефти, емкость приготовления и хранения катализаторного щелочного раствора с насосами-дозаторами, выход которых сообщен с входом нефтяного насоса, воздушный компрессор, выход которого подключен к входу смесительного устройства, отводящий газопровод, соединенный с факельной линией или системой газосбора.

Установка позволяет получать требуемые показатели качества нефти по концентрации сероводорода и легких меркаптанов и снизить негативное влияние продуктов реакции сероводорода с реагентами на качество нефти по содержанию водной фазы и концентрации хлористых солей за счет частичной отдувки сероводорода из нефти в сепараторе нагретой нефти при подаче в нее отработанного газа с азотом из сепаратора высокого давления и снижения объемов подаваемых в нефть реагентов (щелочного раствора с катализатором).

Недостатком известной установки является ограниченная область ее рентабельного использования - только на объектах, обустроенных системой газосбора. В большинстве случаев установки, реализующие окислительные методы очистки нефти с использованием реагентов, используются на удаленных объектах, где система газосбора отсутствует. В этих условиях подача отработанного воздуха, состоящего на 60-65% из азота, на прием сепаратора нефти способствует тому, что совместно с сероводородом в газовую фазу из нефти переходит значительное количество легких углеводородов, в основном пропана и бутан-пентановых фракций, что определяет снижение выхода товарной нефти, увеличение потерь, наряду с потерями из резервуаров для хранения очищенной нефти, при подаче азотоуглеводородной смеси на факел для сжигания (или свечу рассеивания), и увеличение негативной нагрузки на окружающую среду. Кроме того, техническая и технологическая взаимосвязь элементов установки определяет циклический режим ее работы, заключающийся в постоянной корректировке и контроле расхода воздуха и реагентов в связи с непрерывно меняющимися показателями по исходной концентрации сероводорода в нефти на ее выходе из сепаратора нагретой нефти и необходимости периодического снижения или увеличения расходов реагентов и воздуха, участвующих в процессе окислительной очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, что негативно сказывается на получении стабильных показателей качества нефти. В связи с этим установка не гарантирует получение качества нефти по всем показателям согласно ГОСТ Р 51858-2002, особенно при высоком исходном содержании сероводорода в нефти свыше 400-500 ppm, поскольку эффективность удаления сероводорода из нефти в сепараторе постоянно меняется и не превышает в большинстве случаев 40-45%, что определяет использование достаточно большого объема химических реагентов, поскольку расход щелочного реагента с изменением исходной концентрации сероводорода меняется в меньшей степени, чем расход воздуха. Поэтому при высоком значении концентрации сероводорода в нефти, особенно высоковязкой, велика вероятность превышения показателей качества нефти по содержанию водной фазы и концентрации «мнимых» хлористых солей при избыточном объеме подаваемого щелочного реагента из расчета на минимальный объем отработанного воздуха из сепаратора-отстойника высокого давления, а при недостаточном объеме подаваемого реагента, рассчитанном на максимальное количество отработанного воздуха, направляемого в нефтепровод перед сепаратором нефти, - и по массовой доле сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов. Предлагаемый в установке технологический прием отстоя после реактора и рециркуляции реакционной смеси (почти полностью отработанного реагента) на прием сырьевого насоса предполагает увеличение нагрузки на него и на установку в целом не только по реагенту, а, в большей степени, по уже очищенной нефти, поскольку процесс качественного отстоя реагента, имеющего при подготовке вязких нефтей плотность, близкую к плотности нефти, маловероятен в условиях одновременной сепарации от нефти отработанного воздуха, что в конечном итоге также негативно сказывается на качестве очистки нефти и требует повышенных энергетических затрат.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение качества очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов за счет снижения доли водной фазы в товарной нефти, исключения отрицательного влияния продуктов реакции реагентов с сероводородом и низкомолекулярными меркаптанами при определении концентрации хлористых солей в нефти, стабилизации режимных параметров очистки нефти путем поддержания постоянных расходов реагентов и воздуха, подаваемых в нефть на стадии окисления сероводорода и меркаптанов, и снижение потерь легких углеводородов нефти из сепараторов и резервуаров очищенной нефти за счет оптимизации распределения потоков газа из сепараторов высокого и низкого давлений.

Поставленная техническая задача решается описываемой установкой очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов, включающей подводящий нефтепровод сернистой нефти, соединенные последовательно трубопроводами сепаратор нефти с газопроводом, нефтяной насос, смесительное устройство, реактор окисления, сепаратор высокого давления с газопроводом, сепаратор низкого давления с газопроводом и резервуары хранения очищенной нефти, емкость приготовления и хранения катализаторного щелочного раствора с насосами-дозаторами, выход которых сообщен с входом нефтяного насоса, воздушный компрессор, выход которого подключен к входу смесительного устройства, и факельную линию.

Новым является то, что для повышения качества очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов за счет снижения доли водной фазы в товарной нефти и исключения отрицательного влияния продуктов реакции реагентов с сероводородом и низкомолекулярными меркаптанами на определение концентрации хлористых солей в нефти, стабилизации режимных параметров очистки нефти, снижения потерь легких углеводородов нефти из сепараторов и резервуаров очищенной нефти она дополнительно оснащена водоводом пресной промывочной воды, соединенным с трубопроводом между сепараторами высокого и низкого давления, причем газопроводы сепаратора нефти и сепаратора низкого давления соединены отводным газопроводом, а газопровод сепаратора высокого давления сообщен с факельной линией и через трубную перемычку с клапаном «после себя» - с резервуарами хранения очищенной нефти.

Новым является также то, что для достижения показателей качества нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002 при очистке высоковязких нефтей с высокой исходной концентрацией сероводорода за счет увеличения глубины очистки по всем показателям качества на трубопроводе между соединением с водоводом и сепаратором низкого давления размещен электродегидратор.

На чертеже представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов.

Установка содержит подводящий нефтепровод 1 сернистой нефти, сепаратор 2 нефти с газопроводом 3, нефтяной насос 4, емкость 5 приготовления и хранения катализаторного щелочного раствора, насосы-дозаторы 6, выкид которых соединен трубопроводом 7 с приемом насоса 4, воздушный компрессор 8 с трубопроводом 9, смеситель 10, реактор окисления 11, сепаратор 12 высокого давления с газопроводом 13, трубопровод 14 с подключенным к нему водоводом 15 пресной промывочной воды, электродегидратор 16 с трубопроводом 17 сброса воды, подключенным к входу установки подготовки нефти, и отводящим нефтепроводом 18, сепаратор 19 низкого давления с газопроводом 20, соединенным отводным газопроводом 21 с газопроводом 3 сепаратора 2 нефти, резервуары 22 хранения очищенной нефти, подключенные по газовой фазе посредством трубной перемычки 23, на которой установлен клапан 24 «после себя», к газопроводу 13, соединенному с факельной линией 25.

Установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов работает следующим образом. Сероводородсодержащую нефть (прошедшую стабилизацию, глубокое обезвоживание и обессоливание или только глубокое обезвоживание) с установки подготовки нефти (УПН) по подводящему нефтепроводу 1 подают в сепараторы 2 нефти, откуда газ по газопроводу 3 поступает, например, в печи УПН для нагрева сырой нефти. Дегазированную нефть после сепаратора 2 направляют на прием насоса 4, куда из емкости 5 насосами-дозаторами 6 по трубопроводу 7 подают катализаторный комплекс (КТК), представляющий собой щелочной раствор, предпочтительно 25%-ный раствор аммиака Nh4, с катализатором. В рабочей полости насоса происходит интенсивное перемешивание раствора с нефтью. После насоса 4 в поток нефти воздушным компрессором 8 по трубопроводу 9 вводят стехиометрическое количество воздуха, который перемешивается с нефтью и щелочным раствором под давлением 1,0-1,5 МПа в смесителе 10. Далее смесь нефти, воздуха и реагента направляют в реактор 11 окисления, где осуществляется основной процесс очистки нефти за счет окисления сероводорода до элементарной серы, а низкомолекулярных меркаптанов - до дисульфидов. Образующие продукты реакции реагентов и кислорода воздуха с сероводородом, меркаптанами и находящимися в нефти нафтеновыми кислотами и вода, также выделяющаяся в процессе реакции, ухудшают показатели качества нефти: увеличивается массовая доля воды, продукты реакции оказывают негативное влияние на проведение анализа по определению содержания хлористых солей в нефти по методу ГОСТ 21534-76 (метод А - титрованием водного экстракта), которое проявляется в виде увеличения концентрации хлористых солей в нефти. После реактора 11 нефть подают в сепаратор 12 высокого давления, из которого отделившийся от нефти при давлении порядка 0,2-0,3 МПа отработанный воздух (азот свыше 60% с легкими углеводородами) поступает в газопровод 13, а очищенную нефть направляют в трубопровод 14. Для удаления из объема нефти продуктов реакции с целью доведения ее качества согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002 и исключения их влияния на результаты определении концентрации хлористых солей в поток нефти, транспортируемой по трубопроводу 14, по водоводу 15 подают пресную промывочную воду, количество которой подбирают опытным путем, исходя из объемов нефти и исходной концентрации в ней сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов. Лабораторные и промысловые исследования показывают, что количество пресной воды для промывки нефти от загрязняющих продуктов реакции составляет от 2 до 10% от объема нефти. При очистке легких нефтей вязкостью до 20-30 мПа·с с содержанием сероводорода да 150-200 ppm и меркаптанов до 50-100 ppm обработанную пресной водой нефть транспортируют через все последующие сооружения до резервуаров ее хранения, где в процессе ее отстоя осуществляют подрезку и сброс всей водной фазы с продуктами реакции. При очистке тяжелых нефтей вязкостью свыше 60 мПа·с с высокой концентрацией сероводорода свыше 250-300 ppm нефть после ввода пресной воды дополнительно направляют в электродегидратор 16, где при давлении, близком к давлению в сепараторе 12 высокого давления, подвергают воздействию электрического поля, в результате чего осуществляется процесс эффективного отстоя водной фазы (смеси пластовой воды, воды, изначально присутствующей в щелочном растворе и пресной промывочной воды) с продуктами реакции и остаточными хлористыми солями. Отстоявшуюся воду по трубопроводу 17 подают на прием УПН, а нефть по нефтепроводу 18 направляют в сепаратор 19 низкого давления, где при давлении около 0,05-0,1 МПа газовую фазу, содержащую до 90% углеводородов, отделяют от очищенной нефти. Газ из сепаратора 19 направляют в газопровод 20 и по отводному газопроводу 21 подают в газопровод 3 сепаратора 2 и далее смесь газов со сниженным содержанием сероводорода используют в печах нагрева нефти УПН или для других нужд промысла. Такой прием позволяет полностью ликвидировать потери углеводородов из сепаратора 19 низкого давления и снизить коррозионную агрессивность газа, подаваемого на печи УПН. Нефть из сепаратора 19 направляют в резервуары 22 для хранения, которые эксплуатируются в режиме «заполнение-откачка». При поступлении нефти в резервуары 22 в результате снижения давления выделяется остаточный газ, который при их заполнении совместно с продуктами испарения с зеркала поверхности нефти через дыхательные клапаны сбрасывается в атмосферу. Для снижения потерь нефти в виде легких фракций при последующем опорожнении резервуаров 22, которое сопровождается снижением давления в их паровых пространствах, в них по перемычке 23 через клапан 24 «после себя» по сигналу от импульсной трубки, фиксирующей момент снижения давления до определенного значения, из газопровода 13 сепаратора 12 высокого давления начинает поступать газ с высоким содержанием азота, в результате чего в резервуарах формируется азотная подушка, обеспечивающая снижение испаряемости нефти и потерь ее легких фракций при последующем заполнении резервуаров 22, поскольку при повышении давления в резервуарах и открытии дыхательных клапанов в атмосферу будет выбрасываться в основном азот. Дополнительный эффект, помимо снижения негативной нагрузки на окружающую среду и потерь углеводородов из сепаратора 12 высокого давления и резервуаров 22, от соединения газопровода 13 и резервуаров 22 через трубную перемычку 23, заключается в уменьшении пожароопасности и снижения коррозионной агрессивности среды в резервуарах 22 за счет исключения попадания в них воздуха. При заполнении резервуаров 22 азотоуглеводородная смесь из сепаратора 12 высокого давления направляется по газопроводу 13 в факельную линию для сжигания (или рассеивания). При накоплении в резервуарах 22 определенного объема водной фазы ее периодически сбрасывают в резервуары очистных сооружений.

Предлагаемая установка позволяет осуществить очистку нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов до требований ГОСТ Р 51858-2002 и по сравнению с известными имеет следующие преимущества:

- имеет широкую область применения вне зависимости от существующей инфраструктуры по сбору и использованию нефтяного газа;

- повышается качество очистки нефти за счет снижения доли водной фазы и исключения отрицательного влияния продуктов реакции реагентов с сероводородом и низкомолекулярными меркаптанами на определение концентрации хлористых солей в нефти в результате стабилизации режимных параметров при поддержании постоянных расходов реагентов и воздуха и обеспечения эффективной промывки нефти от продуктов реакции, что обеспечивает также упрощение контроля и регулирования процесса очистки нефти;

- уменьшаются потери нефти в виде легких углеводородов из резервуаров и сепараторов за счет оптимизации распределения потоков газа из этих аппаратов;

- снижается пожароопасность объектов за счет исключения попадания в атмосферные резервуары хранения нефти воздуха и одновременно уменьшается коррозионная активность газовой среды в них.

Предлагаемая установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов технологична и проста в исполнении, легко реализуема на действующих объектах подготовки сероводородсодержащей нефти и позволяет получать нефть в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002.

В зависимости от конкретных условий сбора и подготовки, физико-химических свойств нефти и концентрации в ней сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов предлагаемая установка может эксплуатироваться как в составе действующей УПН после блока глубокого обезвоживания нефти, так и как самостоятельное устройство после существующей УПН с целью доведения качества товарной нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002.

Формула изобретения

1. Установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов, включающая подводящий нефтепровод сернистой нефти, соединенные последовательно трубопроводами сепаратор нефти с газопроводом, нефтяной насос, смесительное устройство, реактор окисления, сепаратор высокого давления с газопроводом, сепаратор низкого давления с газопроводом и резервуары хранения очищенной нефти, емкость приготовления и хранения катализаторного щелочного раствора с насосами-дозаторами, выход которых сообщен с входом нефтяного насоса, воздушный компрессор, выход которого подключен к входу смесительного устройства, и факельную линию, отличающаяся тем, что она дополнительно оснащена водоводом пресной промывочной воды, соединенным с трубопроводом между сепараторами высокого и низкого давления, причем газопроводы сепаратора нефти и сепаратора низкого давления соединены отводным газопроводом, а газопровод сепаратора высокого давления сообщен с факельной линией и через трубную перемычку - с клапаном «после себя» - с резервуарами хранения очищенной нефти.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что на трубопроводе между соединением с водоводом и сепаратором низкого давления размещен электродегидратор.

bankpatentov.ru