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.

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.