Установка очистки нефти (варианты)
Изобретение относится к установкам очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов. Установка содержит отпарную колонну с выносным нагревателем-рибойлером, установленную на входе установки, теплообменник-холодильник нефти, установленный после отпарной колонны, узел приготовления и хранения водно-щелочного раствора катализатора окисления, насос-дозатор и блок окислительной очистки. Подготовленная сернистая нефть поступает в питающую зону отпарной колонны, где происходит десорбционное удаление основного количества содержащегося сероводорода, а затем - в теплообменник-холодильник. Частично очищенную нефть насосом подают в реактор, перед входом в который в поток нефти вводят расчетное количество сжатого воздуха, где происходит доочистка нефти от остаточного сероводорода и легких меркаптанов за счет каталитического их окисления растворенным воздухом. Другой вариант установки содержит жидкостно-газовый эжектор, установленный на входе установки, емкость-сепаратор, насосно-эжекторную установку, жидкостно-газовый эжектор, который своим всасывающим газовым патрубком соединен трубопроводом с верхней частью емкости-сепаратора. В этом варианте предварительное десорбционное удаление из нефти основного количества сероводорода происходит в емкости-сепараторе за счет создания в ней умеренного вакуума. Установка обеспечивает повышение качества товарной нефти и снижение затрат при ее эксплуатации. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к установкам очистки сероводородсодержащих нефтей, и может быть использовано для промысловой очистки сернистых нефтей от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002).
Известна установка очистки товарной (дегазированной, обезвоженной и обессоленной) нефти от сероводорода, включающая подводящий трубопровод товарной нефти, буферную емкость, блок нейтрализации сероводорода, содержащий узел приготовления и хранения химреагента-нейтрализатора, поршневой насос-дозатор, гаситель пульсаций давления, установленный на напорном трубопроводе насоса-дозатора, и сужающий элемент, установленный после гасителя пульсаций давления, центробежный насос нефти, установленный после буферной емкости, и узел транспортировки очищенной товарной нефти (RU 45293, B01D 19/00, 2005 г., Бюл. №13).
Недостатком указанной установки является то, что она требует значительных материальных расходов и эксплуатационных затрат на очистку высокосернистой нефти из-за высокого расхода дорогостоящего химреагента на нейтрализацию содержащегося сероводорода (˜800 л/ч или более 7 тыс.м3/год), а также приводит к загрязнению очищенной товарной нефти нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода химреагентом, увеличению содержания в ней воды (за счет образования реакционной воды и воды, поступающей в составе применяемого химреагента-нейтрализатора). Кроме того, она не обеспечивает очистку сероводород- и меркаптансодержащей нефти одновременно от легких метил-, этилмеркаптанов до уровня норм ГОСТ Р 51858.
Наиболее близкой к предлагаемой является установка окислительной очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, сырьевую (буферную) емкость, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора фталоцианинового катализатора окисления, содержащий емкость раствора щелочи, емкость водно-щелочного раствора катализатора, снабженную барботирующим устройством для продувки раствора катализатора инертным газом (азотом), насосы-дозаторы для подачи растворов щелочи и катализатора в поток сернистой нефти, и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, устройство для подачи воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, подогреватель нефти, реактор окисления колонного типа, емкость-отстойник для сбора реакционной смеси, нижняя часть которой соединена трубопроводом через регулятор расхода с сырьевой емкостью для возврата части реакционной смеси на смешение с сернистой нефтью, и емкость-сепаратор для разделения реакционной смеси, верхняя часть которой соединена трубопроводом для отвода сепарированного отработанного воздуха на факел, а нижняя ее часть - трубопроводом для отвода отделенного водно-солевого раствора в канализацию сточных вод. При этом в качестве устройства для подачи воздуха используют воздушный компрессор или напорный инжектор, а устройство для смешения сжатого воздуха с нефтью выполнено в виде тора с отверстиями, направленными против потока нефти под углом 20-30° (RU 2120464, C10G 27/06, 1998 г., Бюл. №29).
Недостатком указанной установки является то, что она не обеспечивает снижение содержания общей серы в очищенной товарной нефти и приводит к загрязнению ее коррозионной элементной серой, образующейся в результате каталитического окисления содержащегося сероводорода воздухом, а также к увеличению содержания воды в товарной нефти за счет образования реакционной воды и воды, вводимой с растворами щелочи и катализатора окисления. Кроме того, очистка на указанной установке нефтей с высоким содержанием сероводорода может привести также к сероотложениям в технологическом оборудовании, средствах КИПиА и трубопроводах. Очистка таких нефтей на указанной установке требует проведения процесса окисления содержащихся сероводорода и меркаптанов воздухом при высоком давлении для обеспечения растворения стехиометрически необходимого количества воздуха в очищаемой нефти. На известной установке для снижения давления проведения процесса предлагается рециркулировать реакционную смесь (до 200% от исходной нефти) из куба емкости-отстойника в сырьевую (буферную) емкость на смешение с исходной нефтью. Однако возврат (рециркуляция) большого объема очищенной нефти (до 200%) приводит к увеличению нагрузки на сырьевой насос и необходимости использования насоса большой производительности (следовательно, к увеличению расхода электроэнергии) и необходимости применения крупногабаритных аппаратов для обеспечения необходимого по технологии времени пребывания.
Вышеуказанные недостатки в значительной мере устраняются описываемой ниже предлагаемой установкой (варианты) очистки сернистой нефти от сероводорода и легких меркаптанов.
Предлагаемая установка (вариант 1) включает подводящий трубопровод сернистой нефти, узел приготовления и хранения водно-щелочного раствора катализатора окисления, насос-дозатор и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, приемный трубопровод которого соединен с напорным трубопроводом насоса-дозатора, подводящий трубопровод сжатого воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, реактор окисления и емкость-сепаратор для разделения реакционной смеси, которая в отличие от известной установки дополнительно содержит отпарную (ректификационную) колонну с выносным нагревателем-рибойлером, установленную на входе установки и предназначенную для предварительного десорбционного удаления из нефти основного количества содержащегося сероводорода за счет его отпарки, и теплообменник-холодильник нефти, установленный после отпарной колонны, при этом питающая зона (верхний боковой штуцер) отпарной колонны соединена с подводящим трубопроводом сернистой нефти, верх колонны соединен трубопроводом с системой сбора и утилизации нефтяных газов (газов сепарации сернистой нефти) и/или с факельной системой, а куб колонны через нагреватель-рибойлер и/или теплообменник-холодильник соединен с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса. Кроме того, нижняя (кубовая) часть емкости-сепаратора реакционной смеси соединена трубопроводом с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса для возврата отделенного раствора катализатора окисления (или эмульсии раствора катализатора с очищенной нефтью) на смешение с очищаемой нефтью. Кроме того, для обеспечения стабильности подачи водно-щелочного раствора катализатора окисления и исключения его перерасхода напорный трубопровод насоса-дозатора снабжен гасителем пульсаций давления, представляющим собой емкость с воздухом и выполняющим роль амортизатора, а также форсункой(ами), установленной(ыми) в приемном трубопроводе центробежного нефтяного насоса.
Отличительными признаками предлагаемого изобретения от вышеуказанной известной установки (прототипа) являются наличие отпарной (ректификационной) колоны, снабженной выносным нагревателем-рибойлером и установленной на линии подводящего трубопровода сернистой нефти перед центробежным насосом, теплообменника-холодильника нефти, установленного после отпарной колонны, гасителя пульсаций давления и форсунки(ок), а также наличие трубопроводов, соединяющих верх отпарной колонны с системой сбора и утилизации нефтяных газов, а куб колонны - с нагревателем-рибойлером и/или теплообменником-холодильником нефти, и трубопровода, соединяющего нижнюю (кубовую) часть емкости-сепаратора реакционной смеси с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса для возврата отделенного раствора (или эмульсии) катализатора окисления на смешение с очищаемой нефтью.
Сущность заявляемого изобретения заключается в том, что установка дополнительно содержит отпарную колонну с выносным нагревателем-рибойлером, установленную на входе установки, наличие которой позволяет осуществить многоступенчатое противоточное контактирование в колонне сероводородсодержащей нефти и углеводородных газов (паров), выделяющихся из нефти при ее нагреве в нагревателе (рибойлере или печи), в результате чего достигается десорбционное удаление из нефти основного количества (до 90-98%) содержащегося сероводорода. Затем очищенную от основного количества сероводорода и охлажденную в теплообменнике-холодильнике до температуры не выше 65-70°С нефть подают центробежным насосом в реактор окисления, где происходит доочистка нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 за счет каталитического окисления их кислородом воздуха. Это позволяет несколько снизить содержание общей серы в очищенной товарной нефти за счет десорбционного удаления из нефти основного количества сероводорода в отпарной колонне, уменьшить загрязнение нефти коррозионной элементной серой, исключить возможность сероотложений в оборудовании и трубопроводах блока окислительной доочистки нефти, снизить содержание воды в очищенной товарной нефти (за счет уменьшения образования реакционной воды и воды, вводимой с раствором катализатора окисления), а также многократно уменьшить расход воздуха на последующую окислительную доочистку нефти и, следовательно, снизить необходимое давление проведения процесса окисления и тем самым исключить необходимость использования многоступенчатых воздушных компрессоров и высоконапорных центробежных нефтяных насосов, толстостенных аппаратов и трубопроводов. Предварительное десорбционное удаление основного количества содержащегося сероводорода в отпарной колонне позволяет также снизить расход щелочи на последующую окислительную доочистку нефти.
Таким образом, основной технический результат, достигаемый при реализации заявляемого изобретения, заключается в повышении качества товарной нефти, получаемой на установке, а также в исключении сероотложений в технологическом оборудовании и трубопроводах и снижении материальных затрат при эксплуатации установки.
Следует указать, что согласно результатам проведенных экспериментов, десорбционная очистка высокосернистых нефтей от сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 только отпаркой в тепломассобменной колонне требует проведения процесса при сравнительно высоких температурах, что приводит к значительным энергозатратам, термическому разложению содержащихся сероорганических соединений нефти с образованием вторичного сероводорода и легких меркаптанов, а также к заметному снижению выхода очищенной товарной нефти от потенциала из-за возрастания потерь (уноса) легких бензиновых фракций нефти с выделяющимся нефтяным газом, отводимым с верха отпарной колонны. Кроме того, отпарка не обеспечивает эффективную очистку высокосернистых нефтей от легких меркаптанов (до норм ГОСТ Р 51858) даже при нагревании нефти до высоких температур (170°С и выше).
На Фиг.1 представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов (вариант 1). Установка содержит подводящий трубопровод сернистой нефти 1, отпарную колонну 2 с выносным нагревателем-рибойлером 3, теплообменник-холодильник нефти 4, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления, включающий емкость водно-щелочного раствора катализатора 5, насос-дозатор 6, гаситель пульсаций давления 7 и форсунки 9, центробежный нефтяной насос 10, подводящий трубопровод сжатого воздуха 11 (воздушный компрессор с ресивером на схеме не указаны), устройство для смешения воздуха с нефтью 12, реактор окисления 13, емкость-сепаратор реакционной смеси 14 и систему трубопроводов для обвязки аппаратов.
Установка очистки нефти работает следующим образом. Подготовленная (дегазированная, обезвоженная и обессоленная) на УПН нефть, содержащая сероводород и легкие меркаптаны, поступает по трубопроводу 1 в верхнюю часть (питающую зону) отпарной колонны 2, снабженной выносным нагревателем-рибойлером 3, где поступающая из куба колонны 2 нефть нагревается до температуры 110-150°С, при которой не происходит разложения содержащихся сероорганических соединений нефти с образованием вторичных сероводорода и легких меркаптанов. В отпарной колонне 2 достигается десорбционное удаление из нефти основного количества содержащегося сероводорода за счет его отпарки. Таким образом, для снижения энергозатрат на проведение процесса, исключения термического разложения сероорганических соединений и сохранения высокого выхода товарной нефти от потенциала процесс отпарки в колонне 2 проводят в "мягком" режиме с нагреванием нефти до сравнительно невысоких температур (110-150°С в зависимости от порога термостабильности сероорганических соединений нефти), при котором достигается десорбционное удаление из нефти основного количества (до 90-98%) сероводорода. Выделившийся при отпарке сероводород вместе с легкими углеводородами с верха колонны 2 через регулятор давления и газосепаратор (на схеме не указаны) направляют в существующую систему сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов (или в факельную систему). Очищенную от основного количества сероводорода нефть из куба колонны 2 и/или из нагревателя-рибойлера 3 через теплообменник-холодильник 4, где нефть охлаждается до 65-50°С, центробежным насосом 10 подают в куб реактора окисления 13. При этом в поток нефти перед насосом 10 из емкости 5 насосом-дозатором 6 по трубопроводу 8 непрерывно вводят через форсунки 9 расчетное количество водно-щелочного раствора катализатора окисления. Потребное количество щелочного раствора катализатора рассчитывают с учетом того, что основное количество сероводорода удаляется из нефти в отпарной колонне 2. Учитывая высокую стабильность в водно-щелочной среде, доступность и сравнительно низкую стоимость, в качестве катализатора окисления преимущественно используют неорганические комплексы двухвалентной меди или кобальта с пирофосфатом щелочного металла или аммиаком, которые обладают достаточно высокой каталитической активностью в реакциях окисления сероводорода и легких меркаптанов (RU 2167187 и RU 2186087), и их использование позволяет исключить необходимость снабжения емкости 5 барботером инертного газа (азота) для продувки растворов катализатора окисления, т.е. замена применяемого на известной установке малостабильного в щелочной среде и дорогостоящего фталоцианина кобальта на вышеуказанный катализатор позволяет упростить узел приготовления раствора катализатора и снизить его стоимость.
Эффективное смешение раствора катализатора с очищаемой нефтью происходит в центробежном насосе 10, т.е. он используется одновременно как напорный насос и как смеситель. В поток нефти с эмульгированным в ней раствором катализатора после насоса 10 по трубопроводу 11 через смесительное устройство 12, например, выполненное в виде тора с отверстиями, подают расчетное количество сжатого воздуха. Потребное количество воздуха для окисления также рассчитывают с учетом того, что основное количество сероводорода удаляется из нефти в отпарной колонне 2. В реакторе 13, например, снабженном ситчатыми провальными тарелками, при температуре 50-65°С и под давлением, обеспечивающем практически полное растворение введенного воздуха в нефти, происходит каталитическое окисление остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов кислородом воздуха. Реакционная смесь с верха реактора 13 через регулятор давления поступает в емкость-сепаратор 14, где за счет снижения давления до 0,12-0,3 МПа происходит сепарация очищенной нефти от отработанного воздуха и отстой раствора катализатора. Реакции окисления продолжаются в емкости 14, если они не завершились в реакторе 13. Отработанный воздух (азот) с верха емкости-сепаратора 14 направляют в факельную систему на сжигание содержащихся примесей легких углеводородов и сернистых соединений. Отделенный раствор (или эмульсию) катализатора из куба емкости-сепаратора 14 по трубопроводу 15 через регулятор расхода возвращают на смешение с очищаемой нефтью на прием центробежного насоса 10. Очищенная от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из емкости-сепаратора 14 под своим давлением поступает в существующий резервуар товарной нефти узла транспортировки товарной нефти (на схеме не указан).
Вышеназванный технический результат - повышение качества товарной нефти, получаемой на установке, и многократное уменьшение расхода воздуха и щелочи на окислительную очистку нефти и, следовательно, снижение давления проведения процесса окисления в реакторе достигается также при реализации и эксплуатации предлагаемого описываемого ниже варианта установки очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов.
Предлагаемая установка (вариант 2) включает подводящий трубопровод сернистой нефти, буферную емкость, узел приготовления и хранения водно-щелочного раствора катализатора окисления, насос-дозатор и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, подводящий трубопровод сжатого воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, реактор окисления и емкость-сепаратор для разделения реакционной смеси, которая, в отличие от известной установки (прототипа), снабжена подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, жидкостно-газовым эжектором, жидкостный патрубок (сопловой блок) которого соединен с подводящим трубопроводом сернистой нефти, а газовый патрубок - с подводящим трубопроводом углеводородного газа, и насосно-эжекторной установкой, установленной после буферной емкости сернистой нефти и предназначенной для предварительного десорбционного удаления из нефти основного количества содержащегося сероводорода за счет создания разрежения (вакуума) в газовом коллекторе, соединяющем буферную емкость со всасывающим газовым патрубком жидкостно-газового эжектора. При этом насосно-эжекторная установка (НЭУ) включает в себя жидкостно-газовый эжектор (ЖГЭ), емкость-сепаратор жидкостно-газовой смеси, циркуляционный насос рабочей жидкости ЖГЭ, теплообменник-холодильник рабочей жидкости, систему трубопроводов для обвязки аппаратов НЭУ между собой и газопровод, соединяющий всасывающий газовый патрубок (вход) ЖГЭ НЭУ с верхней частью буферной емкости сернистой нефти, а также газопровод, соединяющий верх емкости-сепаратора жидкостно-газовой смеси с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой. Кроме того, нижняя (кубовая) часть емкости-сепаратора реакционной смеси соединена трубопроводом с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса для возврата отделенного раствора (или эмульсии) катализатора окисления на смешение с очищаемой нефтью.
Отличительными признаками данного предлагаемого варианта от вышеуказанной известной установки (прототипа) являются наличие подводящего трубопровода малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, жидкостно-газового эжектора, установленного на входе установки, и насосно-эжекторной установки, вход жидкостно-газового эжектора которой соединен газопроводом с верхней частью буферной емкости сернистой нефти, и наличие газопровода, соединяющего верх емкости-сепаратора жидкостно-газовой смеси с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой, а также наличие трубопровода, соединяющего нижнюю (кубовую) часть емкости-сепаратора реакционной смеси с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса для возврата отделенного раствора (или эмульсии) катализатора окисления на смешение с очищаемой нефтью.
Наличие НЭУ, вход жидкостно-газового эжектора которой соединен газопроводом с верхней частью буферной емкости сернистой нефти, позволяет создать разрежение (вакуум) в газовом коллекторе (и в газовом пространстве буферной емкости, частично заполненной очищаемой нефтью), что обеспечивает десорбционное удаление из нефти основного количества (до 80-90%) растворенного сероводорода при неглубоком вакууме, при котором исключается значительный унос легких бензиновых фракций нефти с отсасываемым ЖГЭ сероводородсодержащим газом вакуумной сепарации сернистой нефти и не происходит заметного снижения выхода товарной нефти от потенциала. Предварительное смешение исходной сернистой нефти с небольшим объемом малосернистого или сероочищенного углеводородного газа, взятого из расчета 2-3 нм3/т нефти, в жидкостно-газовом эжекторе, установленном на входе установки, обеспечивает повышение степени десорбционного удаления содержащегося сероводорода (до 95-98%) при последующей вакуумной сепарации газонасыщенной нефти. Таким образом, в данном варианте предлагаемой установки предварительное десорбционное удаление основного количества сероводорода происходит в буферной емкости сернистой нефти за счет создания в ней разрежения с помощью НЭУ, т.е. буферная емкость служит вакуумным сепаратором сероводородсодержащей нефти. Затем очищенную от основного количества сероводорода нефть из куба буферной емкости нефтяным насосом подают в реактор окисления, где происходит доочистка нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 за счет каталитического окисления их кислородом воздуха. Предварительное удаление из нефти основного количества сероводорода вакуумной сепарацией (как и предварительное удаление сероводорода отпаркой в ректификационной колонне в описанном выше варианте 1) позволяет несколько снизить содержание общей серы в товарной нефти, уменьшить загрязнение ее коррозионной элементной серой и возможность сероотложений в оборудовании и трубопроводах, снизить содержание в товарной нефти воды (как за счет уменьшения образования реакционной воды, так и удаления части содержащейся в нефти воды при вакуумной сепарации), снизить расход щелочи и многократно уменьшить расход воздуха окисления и, следовательно, существенно снизить необходимое давление проведения процесса окисления и тем самым исключить необходимость использования многоступенчатых воздушных компрессоров, высоконапорных нефтяных насосов и толстостенных аппаратов.
Следует указать, что согласно результатам проведенных экспериментов, очистка высокосернистых нефтей от сероводорода и легких меркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 только вакуумной сепарацией нефти требует проведения процесса сепарации при глубоком вакууме и повышенных температурах, что приводит к заметному снижению выхода очищенной товарной нефти от потенциала за счет возрастания потерь (уноса) легких бензиновых фракций с выделяющимся из нефти газом вакуумной сепарации, отсасываемым ЖГЭ. Проведенные эксперименты показывают также, что основная часть сероводорода, находящаяся в нефти в свободном (молекулярном) состоянии, сравнительно легко десорбируется из нефти и удаляется с выделяющимся газом сепарации при умеренном снижении давления сепарации (Δр=0,03-0,05 МПа) и невысоких температурах, обычно поддерживаемых на установках подготовки высокосернистых нефтей (30-60°С), при которых не происходит значительного уноса легких бензиновых фракций нефти с газом сепарации и сохраняется высокий выход товарной нефти от потенциала.
Следует отметить, что НЭУ используются в нефтегазодобывающей промышленности для утилизации (сжатия и транспортировки) низконапорных нефтяных газов, выделяющихся на концевых сепарационных установках (ж. "Нефтяное хозяйство", 1990 г., №2, с.64-66 и др.), а также в нефтеперерабатывающей промышленности для создания вакуума в системах вакуумной перегонки нефти (RU 2101578, RU 2124147 и др.).
На Фиг.2 представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти (вариант 2). Установка содержит подводящие трубопроводы сернистой нефти 1 и малосернистого или сероочищенного углеводородного газа 2, жидкостно-газовый эжектор 3, жидкостный патрубок (сопловой блок) которого соединен с трубопроводом сернистой нефти, а газовый патрубок - с подводящим трубопроводом углеводородного газа, буферную емкость-сепаратор 4, насосно-эжекторную установку, включающую жидкостно-газовый эжектор 5, емкость-сепаратор рабочей жидкости ЖГЭ 6, теплообменник-холодильник рабочей жидкости 7 и циркуляционный насос рабочей жидкости 8, узел приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления, включающий емкость водно-щелочного раствора катализатора окисления 9, насос-дозатор 10, гаситель пульсаций давления 11 и форсунки 13, центробежный нефтяной насос 14, подводящий трубопровод сжатого воздуха 15 (воздушный компрессор с ресивером на схеме не указаны), устройство для смешения воздуха с нефтью 16, реактор окисления 17, емкость-сепаратор реакционной смеси 18 и систему трубопроводов для обвязки аппаратов.
Установка очистки нефти работает следующим образом. Подготовленная на УПН нефть, содержащая сероводород и легкие меркаптаны, поступает по трубопроводу 1 в жидкостно-газовый эжектор 3, газовый патрубок которого соединен с подводящим трубопроводом 2 для подачи малосернистого или сероочищенного углеводородного (нефтяного или природного) газа. В камере смешения ЖГЭ происходит прямоточное контактирование сероводородсодержащей нефти с углеводородным газом, в результате чего сероводород перераспределяется и значительная его часть переходит из нефти в углеводородный газ, т.е. входной ЖГЭ 3 выполняет функцию смесителя сероводородсодержащей нефти с углеводородным газом. Газонефтяная смесь из входного ЖГЭ 3 поступает в буферную емкость-сепаратор 4, снабженную регулятором уровня нефти (раздела фаз нефть-газ) и газопроводом, соединяющим верхнюю ее часть со всасывающим газовым патрубком жидкостно-газового эжектора 5. В емкости-сепараторе 4 за счет отсасывания газов и создания вакуума с помощью ЖГЭ 5 из нефти десорбируется основное количество содержащегося сероводорода, который вместе с легкими углеводородами и рабочей жидкостью поступает из ЖГЭ 5 в емкость-сепаратор рабочей жидкости 6, где за счет снижения давления жидкостно-газовой смеси до ˜0,105 МПа происходит сепарация рабочей жидкости от сероводородсодержащего газа. Отделенный сероводородсодержащий газ с верха емкости-сепаратора 6 через регулятор давления и газосепаратор (на схеме не указаны) направляется в систему сбора и утилизации низконапорного нефтяного газа (или в факельную систему), а рабочую жидкость из куба сепаратора 6 через теплообменник-холодильник 7 циркуляционным насосом 8 возвращают в ЖГЭ 5. При этом в качестве рабочей жидкости используют техническую воду, водонефтяную эмульсию или подготовленную нефть. Для сокращения потерь нефти (уноса легких бензиновых фракций) и сохранения высокого выхода товарной нефти от потенциала сепарацию сернистой нефти в емкости-сепараторе 4 проводят при остаточном давлении 0,07-0,05 МПа и температуре 30-60°С, при которых достигается удаление из нефти основного количества (до 90-98%) содержащегося сероводорода. Для уменьшения сероводородной и микробиологической коррозии аппаратов и трубопроводов НЭУ в состав циркулирующей рабочей жидкости ЖГЭ 5 дополнительно вводят эффективное количество (50-500 г/м3) ингибитора коррозии-бактерицида, например продуктов взаимодействия формальдегида (формалина) с этаноламином и/или аммиаком (RU 2186957, RU 2191849, RU 2228946). При увеличении объема рабочей жидкости в емкости-сепараторе 6 выше допустимого за счет конденсации легких углеводородов и паров воды из жидкостно-газовой смеси избыток рабочей жидкости выводится из емкости-сепаратора 6 по уровню раздела фаз жидкость-газ и направляют на установку подготовки сернистой нефти.
Очищенную от основного количества сероводорода нефть из куба емкости-сепаратора 4 центробежным насосом 14 подают в куб реактора окисления 17. При этом в поток нефти перед насосом 14 из емкости 9 насосом-дозатором 10 по трубопроводу 12 непрерывно вводят через форсунки 13 расчетное количество водно-щелочного раствора катализатора окисления. После насоса 14 в поток нефти по трубопроводу 15 через смесительное устройство 16 подают расчетное количество сжатого воздуха для окисления остаточного сероводорода и легких меркаптанов. Потребные количества водно-щелочного раствора катализатора и сжатого воздуха рассчитывают с учетом того, что основное количество сероводорода удаляется из нефти в емкости-сепараторе 4. В качестве катализатора окисления преимущественно используют неорганические комплексы двухвалентной меди или кобальта с пирофосфатом щелочного металла или аммиаком (RU 2167187 и RU 2186087). В реакторе 17 при температуре 30-60°С и под давлением, обеспечивающим практически полное растворение введенного воздуха в нефти, происходит каталитическое окисление остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов кислородом воздуха. Реакционная смесь с верха реактора 17 через регулятор давления поступает в емкость-сепаратор 18, где за счет снижения давления до 0,12-0,3 МПа происходит сепарация очищенной нефти от отработанного воздуха и отстой раствора катализатора. Отработанный воздух (азот) с верха емкости-сепаратора 18 направляют в факельную систему на сжигание содержащихся примесей легких углеводородов и сернистых соединений. Отделенный раствор (или эмульсию) катализатора из куба емкости 18 по трубопроводу 19 через регулятор расхода возвращают на смешение с очищаемой нефтью на прием центробежного насоса 14. Очищенная от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из емкости-сепаратора 18 под своим давлением поступает в существующий резервуар товарной нефти узла транспортировки товарной нефти (на схеме не указан).
Вышеописанный вариант установки очистки нефти предлагается использовать на тех объектах добычи и подготовки сероводородсодержащей нефти, где имеется малосернистый или сероочищенный углеводородный (нефтяной или природный) газ для подачи его во входной ЖГЭ на смешение с очищаемой нефтью.
Предлагаемая установка (варианты) по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:
- обеспечивается некоторое снижение содержания общей серы в очищенной товарной нефти (на 0,03-0,2% мас. в зависимости от содержания сероводорода в очищаемой нефти);
- исключается (или значительно снижается) загрязнение очищенной товарной нефти коррозионной элементной серой и возможность сероотложений в технологическом оборудовании, трубопроводах, средствах КИПиА и запорно-регулирующей арматуре;
- обеспечивается снижение содержания воды в очищенной товарной нефти;
- обеспечивается многократное снижение расхода сжатого воздуха на окислительную очистку нефти и, следовательно, давления проведения процесса окисления, что позволяет отказаться от использования на установке многоступенчатых воздушных компрессоров, высоконапорных нефтяных насосов и толстостенных аппаратов и трубопроводов;
- обеспечивается многократное уменьшение объема отходящего отработанного воздуха окисления (азота), содержащего примеси углеводородов и сернистых соединений и требующего последующего термического обезвреживания сжиганием на факеле или прокалкой в технологической печи, что позволяет снизить расход топливного газа и уменьшить загрязнение атмосферы выбросами токсичных соединений;
- обеспечивается снижение расхода щелочного агента на окислительную очистку нефти, что позволяет уменьшить габариты аппаратов узла приготовления, хранения и дозировки водно-щелочного раствора катализатора окисления.
1. Установка очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, узел приготовления и хранения водно-щелочного раствора катализатора окисления, насос-дозатор и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, приемный трубопровод которого соединен с напорным трубопроводом насоса-дозатора, подводящий трубопровод сжатого воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, реактор окисления и емкость-сепаратор реакционной смеси, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит отпарную колонну с выносным нагревателем-рибойлером и теплообменник-холодильник нефти, установленный после отпарной колонны, при этом питающая зона отпарной колонны соединена с подводящим трубопроводом сернистой нефти, верх колонны соединен трубопроводом с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой, а куб колонны через нагреватель-рибойлер и/или теплообменник-холодильник соединен с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса.
2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что нижняя часть емкости-сепаратора реакционной смеси соединена трубопроводом с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса для возврата отделенного раствора катализатора окисления на смешение с очищаемой нефтью.
3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что напорный трубопровод насоса-дозатора снабжен гасителем пульсаций давления и форсункой(ами), установленной(ыми) в приемном трубопроводе центробежного нефтяного насоса.
4. Установка очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, буферную емкость, узел приготовления и хранения водно-щелочного раствора катализатора окисления, насос-дозатор и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, приемный трубопровод которого соединен с напорным трубопроводом насоса-дозатора, подводящий трубопровод сжатого воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, реактор окисления и емкость-сепаратор реакционной смеси, отличающаяся тем, что она снабжена подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного газа и жидкостно-газовым эжектором, жидкостный патрубок которого соединен с подводящим трубопроводом сернистой нефти, а газовый патрубок - с подводящим трубопроводом углеводородного газа, и насосно-эжекторной установкой (НЭУ), содержащей жидкостно-газовый эжектор (ЖГЭ), емкость-сепаратор жидкостно-газовой смеси, циркуляционный насос рабочей жидкости, теплообменник-холодильник рабочей жидкости и систему трубопроводов для обвязки аппаратов, причем всасывающий газовый патрубок ЖГЭ НЭУ соединен газопроводом с верхней частью буферной емкости сернистой нефти.
5. Установка по п.4, отличающаяся тем, что верхняя часть емкости-сепаратора жидкостно-газовой смеси НЭУ соединена газопроводом с системой сбора и утилизации нефтяных газов и/или с факельной системой.
6. Установка по п.4, отличающаяся тем, что нижняя часть емкости-сепаратора реакционной смеси соединена трубопроводом с приемным трубопроводом центробежного нефтяного насоса для возврата отделенного раствора катализатора окисления на смешение с очищаемой нефтью.
7. Установка по п.4, отличающаяся тем, что напорный трубопровод насоса-дозатора снабжен гасителем пульсаций давления и форсункой(ами), установленной(ыми) в приемном трубопроводе центробежного нефтяного насоса.
