Способ подготовки сероводородсодержащей нефти

Изобретение относится к способам подготовки сероводородсодержащей нефти к транспорту. В способе подготовки сероводородсодержащей нефти, включающем многоступенчатую сепарацию, обезвоживание, обессоливание нефти пресной водой, сепарацию при температуре 30-65°С и пониженном давлении в концевом сепараторе, нейтрализацию остаточного сероводорода реагентом, сепарацию нефти в концевом сепараторе проводят при давлении 0,03-0,10 МПа, которое создают за счет откачки из него газа водокольцевым насосом. В качестве рабочего агента для откачки и сжатия газа используют пресную воду в количестве 1-5% от массы очищаемой нефти. После сжатия проводят разделение газа от воды в газоводоотделителе, при этом газ подают в газопровод, а пресную воду с выделившимся из газа углеводородным конденсатом - в нефть для ее обессоливания. Технические результаты - повышение выхода товарной нефти, упрощение реализации процесса сепарации нефти при пониженном давлении, снижение затрат, связанных с очисткой нефти от сероводорода. 1 ил.

 

Изобретение относится к способам подготовки сероводородсодержащей нефти к транспорту и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при подготовке сероводородсодержащей нефти, преимущественно на объектах, имеющих ограничения по объемам подачи сероводородсодержащего газа в систему газосбора и на установку очистки газа от сероводорода и двуокиси углерода (сероочистки).

Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию в сепараторах высокого, среднего и низкого давлений (Позднышев Г.Н., Соколов А.Г. Эксплуатация залежей и подготовка нефти с повышенным содержанием сероводорода. Обзорная информация. - 1984. - С. 36).

Недостатком указанного способа является то, что при сепарации нефти с высокой концентрацией сероводорода (более 700 мг/дм³) не достигается требуемая эффективность удаления сероводорода из нефти и его концентрация в большинстве случаев превышает требуемые ГОСТ Ρ 51858-2002 значения, равные 100 и 20 млн^-1.

Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее сепарацию с последующей нейтрализацией сероводорода реагентом (Сахабутдинов Р.З. и др. Решение проблемы удаления сероводорода из товарной нефти // Технологии нефти и газа. - 2007. - №2. - С. 13).

Недостатком указанного способа является то, что для снижения массовой доли сероводорода в нефти до нормативных значений после сепарации при избыточном давлении требуется подача в нефть значительного количества реагента, ухудшающего качество нефти и приводящего к значительным затратам.

Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки сероводородсодержащей нефти (пат. РФ №2262975, В01D 19/00, опубл. 27.10.2005, Бюл. №30) путем многоступенчатой сепарации нефти, включающий удаление сероводорода, содержащегося в нефти, сепарацией при температуре 30-65°С и давлении 0,05-0,07 МПа до достижения 55-85%-ной степени очистки нефти с последующим введением водно-щелочного раствора нитрита натрия, или пиросульфита, или гиросульфита натрия, взятого в эффективных количествах, и полученную смесь выдерживают при температуре 15-65°С в течение не менее 0,5 ч.

Недостатком способа является то, что при использовании жидкостно-газового эжектора (ЖГЭ) для проведения сепарации нефти при пониженном давлении (вакууме) значительно снижается выход товарной нефти вследствие безвозвратного уноса из нефти ценных углеводородов С_4+в с газом и/или рабочей жидкостью ЖГЭ. Показано, что проведение сепарации нефти при низких давлениях и высоких температурах (более 70-80°С) приводит к уменьшению выхода товарной нефти из-за увеличения уноса углеводородов С_4+в с газом сепарации. Поэтому сепарацию нефти проводят при давлении, обеспечивающем не более 85%-ной степени эффективности удаления сероводорода из нефти, что несколько увеличивает выход нефти. В качестве рабочей жидкости ЖГЭ используют нефть, водонефтяную эмульсию, преимущественно пластовую воду.

Применение в качестве рабочей жидкости нефти (водонефтяной эмульсии) в большинстве случаев приводит к запиранию камеры смешения эжектора газами, выделяющимися из нефти при снижении давления, и, как следствие, нестабильной работе ЖГЭ. Значительно снижается выход нефти вследствие резкого уменьшения давления при прохождении ее через сопловой блок ЖГЭ, что приводит к вспениванию нефти в емкости-сепараторе насосно-эжекторной установки и уносу углеводородов С_4+в с газом сепарации и пеной. Унос нефтяной пены в газопровод приводит к снижению его пропускной способности, увеличению давления на объектах, имеющих с данной установкой общую систему газосбора, и сбросу газа на факел, что приводит к ухудшению экологической обстановки.

При использовании пластовой воды после вакуумирования в нее переходит большое количество тяжелых углеводородов, что приводит к снижению выхода нефти, ухудшению качества воды и отсутствию возможности ее утилизации без дополнительной очистки. Для отделения конденсата от воды и доведения ее качества до нормативных значений по концентрации нефтепродуктов в большинстве случаев требуются нагрев и использование дополнительного оборудования, что влечет за собой дополнительные затраты. Для создания устойчивого вакуума при использовании горячей пластовой воды, сбрасываемой с блока обезвоживания и обессоливания, в качестве рабочей жидкости требуется предварительное ее охлаждение для предотвращения запирания камеры ЖГЭ водяными парами.

Для стабильной работы ЖГЭ необходимо поддерживать определенный расход откачиваемого газа, что является затруднительным вследствие изменения во времени расхода и состава нефти, технологических параметров работы установки и т.п. Низкий КПД эжектора приводит к значительным энергетическим затратам, связанным с созданием вакуума и откачкой газа с концевого сепаратора.

Техническими задачами предлагаемой установки являются увеличение выхода товарной нефти, упрощение реализации процесса сепарации нефти при пониженном давлении и уменьшение затрат.

Поставленные технические задачи решаются описываемым способом подготовки сероводородсодержащей нефти, включающим многоступенчатую сепарацию, обезвоживание, обессоливание нефти пресной водой, сепарацию при температуре 30-65°С и пониженном давлении в концевом сепараторе, нейтрализацию остаточного сероводорода реагентом.

Новым является то, что сепарацию нефти в концевом сепараторе проводят при давлении 0,03-0,10 МПа, которое создают за счет откачки из него газа водокольцевым насосом, причем в качестве рабочего агента для откачки и сжатия газа используют пресную воду в количестве 1-5% от массы очищаемой нефти, после сжатия проводят разделение газа от воды в газоводоотделителе, при этом газ подают в газопровод, а пресную воду с выделившимся из газа углеводородным конденсатом - в нефть для ее обессоливания.

Сущность предложения заключается в следующем.

Сепарацию нефти проводят при пониженном давлении (0,03-0,10 МПа) в концевом сепараторе, которое создают за счет откачки из него газа водокольцевым насосом. При этом на прием водокольцевого насоса подается пресная вода в количестве 1-5% от массы очищаемой нефти. Из водокольцевого насоса смесь газа с водой поступает в газоводоотделитель, где вода отделяется от газа и подается на ступень обессоливания нефти, а газ поступает на установку сероочистки. Для снижения массовой доли сероводорода в нефти до требований ГОСТ Ρ 51858-2002 при необходимости в нефть после концевого сепаратора дозируют расчетное количество реагента, в качестве которого преимущественно используют формальдегидсодержащую композицию.

При очистке нефти от сероводорода оптимальным является поддержание минимального в диапазоне 0,03-0,10 МПа абсолютного давления сепарации, при котором обеспечивается переток нефти с концевого сепаратора, например, в резервуары товарной нефти за счет разных высотных отметок, а также исключается унос пены в газопровод. Для предотвращения уноса пены с сепаратора при сепарации легкой высокопенистой нефти целесообразно поддерживать давление на уровне атмосферного. Снижение давления в концевом сепараторе ниже 0,03 МПа ограничивается техническими возможностями использования водокольцевого насоса. Поэтому при выборе оптимального давления сепарации учитывают состав и физико-химические свойства нефти. Расход пресной воды, подаваемой в водокольцевой насос, должен составлять 1-5% от массы очищаемой нефти, что обусловлено проведением эффективного последующего обессоливания нефти и отсутствием образования излишнего количества загрязненной нефтепродуктами (конденсатом) пресной воды, требующей последующей очистки и утилизации. При подаче пресной воды в водокольцевой насос в недостаточном количестве для последующего проведения эффективного обессоливания помимо насоса в нефть подается дополнительный объем пресной промывочной воды. Подача смеси пресной воды и конденсата, выделившегося из газа сепарации, в нефть перед ступенью обессоливания позволяет значительно увеличить выход нефти, эффективно использовать всю пресную воду, применяемую для создания пониженного давления в концевом сепараторе. Использование водокольцевого насоса для откачки газа позволяет значительно снизить энергетические затраты для создания пониженного давления (вакуума) в концевом сепараторе по сравнению с применением ЖГЭ.

Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти представлен на чертеже и осуществляется следующим образом.

Сырую сероводородсодержащую нефть по трубопроводу 1 подают в сепаратор 2 первой ступени сепарации, из которого газ по газопроводу направляют на установку сероочистки (на чертеже не показана), нефть - в резервуар 3 предварительного сброса воды. После резервуара нефть поступает в блок 4 обезвоживания и обессоливания нефти (БОН), в котором осуществляют нагрев водонефтяной эмульсии, обезвоживание и обессоливание нефти. После БОН сероводородсодержащая нефть поступает в концевой сепаратор 5. Газ, выделившийся из нефти, при давлении в концевом сепараторе 5, равном 0,03-0,10 МПа, по газопроводу 6 поступает в газосепаратор 7, нефть - в резервуар 8 товарной нефти. В нефть после концевого сепаратора 5 при необходимости с узла дозирования 9 подают реагент-нейтрализатор сероводорода. Газ с газосепаратора 7 поступает на прием водокольцевого насоса 10, куда также по трубопроводу 11 подают пресную воду в количестве 1-5% от массы очищаемой нефти. Затем смесь подают в газоводоотделитель 12 (например, нефтегазосепаратор, газосепаратор сетчатый и т.п.), в котором газ отделяют от смеси пресной воды и конденсата. Газ с газоводоотделителя 12 поступает в газопровод 13 и далее в смеси с газом, выделившимся на ступенях сепарации нефти, направляют на установку сероочистки. Смесь пресной воды и конденсата по трубопроводу 14 подают в нефть перед ступенью обессоливания. При необходимости подачи пресной воды на прием водокольцевого насоса 10 в меньшем количестве по сравнению с требуемым объемом для эффективного обессоливания нефти по трубопроводу 15 подают дополнительное количество пресной воды.

Предлагаемый способ апробирован в лабораторных условиях, результаты исследований приведены в таблице.

Опыты №1-4 по очистке нефти от сероводорода выполняют согласно близкому аналогу предлагаемого способа. Исследования процесса сепарации проводят с нефтью, отобранной на установке подготовки нефти (УПН) НГДУ «Бавлынефть» до ступени обессоливания, плотность и динамическая вязкость которой составляют 880 кг/т и 33 мПа·с соответственно. В пробу нефти подают пресную промывочную воду в количестве 2,5 и 5% (по массе), затем интенсивно встряхивают и выдерживают в течение 4 ч. Обессоленную нефть загружают в термостатированную модель сепаратора после предварительной его продувки в течение 15 мин углеводородным газом, не содержащим сероводорода. Продувка газом необходима для удаления воздуха из модели сепаратора и предотвращения окисления сероводорода кислородом воздуха. Процесс сепарации нефти проводится при температуре 30, 50 и 65°С и абсолютном давлении в модели сепаратора, равном 0,05 и 0,07 МПа, которое создают с использованием вакуум-насоса. Массовую долю сероводорода в нефти периодически определяют путем отбора проб нефти с модели сепаратора. Сероводородсодержащий газ, выделившийся в процессе сепарации нефти, пропускают через две последовательно расположенные склянки Дрекселя с раствором ацетата кадмия для поглощения сероводорода из газа. Для замера массы нефти до и после сепарации (убыли массы нефти) и, как следствие, определения ее выхода используют весы.

Опыты №5-16 выполняют согласно предлагаемому способу. При исследованиях используют две идентичные пробы исходной нефти, отобранные до и после ступени обессоливания, равные по массе. Процесс сепарации первой пробы нефти, отобранной после ступени обессоливания, проводится при температурах 30, 50 и 65°С и абсолютных давлениях в модели сепаратора, равных 0,03, 0,05, 0,07 и 0,10 МПа, которые создают с использованием вакуум-насоса. Газ сепарации смешивают с пресной водой в количестве 1, 2,5 и 5% от массы нефти в сатураторе, затем разделяют в модели сепаратора. Смесь пресной воды с конденсатом смешивают с другой пробой исходной нефти, отобранной до ступени обессоливания, затем интенсивно встряхивают и выдерживают в течение 4 ч и осуществляют сброс воды. Обессоленную нефть загружают в модель сепаратора. Процесс сепарации нефти проводится при аналогичных условиях, после чего замеряют массу второй пробы нефти до и после сепарации.

Данные, представленные в таблице, показывают, что при использовании предлагаемого способа значительно увеличивается выход товарной нефти по сравнению с близким к нему аналогом. Так, для снижения массовой доли сероводорода в нефти до 100 млн^-1 по предлагаемому способу при температуре 65°С, абсолютном давлении в сепараторе 0,07 МПа (опыт №13) выход товарной нефти увеличивается на 0,36% по сравнению с проведением очистки нефти по близкому аналогу (опыт №4).

В наиболее близком аналоге предлагаемого способа сепарация проводится до достижения не более 85%-ной степени удаления сероводорода из нефти, так как при более высокой эффективности ее очистки значительно снижается выход товарной нефти. При исходной массовой доле сероводорода, например, равной 425 млн^-1, концентрация его в нефти после сепарации не должна превышать значение 64 млн^-1. Для снижения массовой доли сероводорода в нефти до 20 млн^-1 требуется дозирование дорогостоящего реагента, что приведет к значительным затратам.

В предлагаемом способе эффективность удаления сероводорода из нефти не ограничивают вследствие возврата углеводородного конденсата в нефть при его подаче вместе с пресной водой на ступень обессоливания, что при определенных условиях (опыт №7) позволяет достичь снижения массовой доли сероводорода в нефти до 20 млн^-1 без использования дорогостоящих реагентов. Снижение массовой доли сероводорода в нефти до нормативных значений только за счет сепарации нефти при высоких значениях вакуума и температуры (без использования реагента) предпочтительно осуществлять при условии наличия вблизи объекта установки сероочистки и переработки газа, так как снижение прибыли от уменьшения выхода товарной нефти будет компенсироваться увеличением прибыли от повышения объемов реализации продуктов переработки газа.

Применение предлагаемого способа подготовки сероводородсодержащей нефти позволяет:

- увеличить выход товарной нефти;

- упростить реализацию процесса сепарации нефти при пониженном давлении (вакууме);

- снизить затраты, связанные с очисткой нефти от сероводорода.

Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти технологичен и прост в исполнении, легко реализуем на действующих объектах подготовки сероводородсодержащей нефти и позволяет получать нефть в соответствии с требованиями ГОСТ Ρ 51858-2002 при минимальных затратах.

Способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий многоступенчатую сепарацию, обезвоживание, обессоливание нефти пресной водой, сепарацию при температуре 30-65°C и пониженном давлении в концевом сепараторе, нейтрализацию остаточного сероводорода реагентом, отличающийся тем, что сепарацию нефти в концевом сепараторе проводят при давлении 0,03-0,10 МПа, которое создают за счет откачки из него газа водокольцевым насосом, причем в качестве рабочего агента для откачки и сжатия газа используют пресную воду в количестве 1-5% от массы очищаемой нефти, после сжатия проводят разделение газа от воды в газоводоотделителе, при этом газ подают в газопровод, а пресную воду с выделившимся из газа углеводородным конденсатом - в нефть для ее обессоливания.