СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ СЕРОВОДОРОД- И МЕРКАПТАНСОДЕРЖАЩЕЙ НЕФТИ Российский патент 2011 года по МПК C10G7/00 C10G7/02 

Изобретение относится преимущественно к нефтедобывающей промышленности, а именно к подготовке сероводород- и меркаптансодержащей нефти к транспортированию.

На промыслах или на головных перекачивающих станциях нефть подвергают стабилизации, т.е. удалению низкокипящих углеводородов, с целью сокращения потерь от испарения (Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1972. с.194-196). В нефти присутствуют также серосодержащие соединения. Присутствие сероводорода и легких меркаптанов (в первую очередь метил- и этилмеркаптанов) придает нефти неприятный запах. Кроме того, эти компоненты являются высокотоксичными и коррозионноактивными, а потому подлежат удалению до отправки потребителю. Удаление основного количества их производится на стадиях сепарации и стабилизации совместно с попутными газами C₁-C₄, которые подвергают очистке на газоперерабатывающих заводах (Химия нефти и газа. Под редакцией Проскурякова В.А. Л.: Химия, 1981. - 358 с.). В соответствии с требованиями ГОСТ остаточное содержание сероводорода (H₂S) и суммы метил- и этилмеркаптанов (C₁SH и C₂SH) в нефти не должно превышать соответственно 20 и 40 ppm (ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия.» М.: Госстандарт РФ, 2002 г.).

Известен способ обработки нефти, содержащей сероводород, включающий продувку нагретой до 100-120°С нефти чистым углеводородным газом в отпарной колонне специальной конструкции с подводом тепла в низ колонны (В.П.Тронов. Промысловая подготовка нефти за рубежом. М.: Недра, 1983, с.172-173).

Этот способ не ориентирован на удаление легких меркаптанов, при таких низких температурах они не переходят в достаточном количестве в газовую фазу.

Известен способ очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, совмещенный с ее стабилизацией, заключающийся в использовании насадочной колонны типа АВР (аппарат с вертикальными решетками) в присутствии отпаривающего агента, нагрева нефти до 160°С, отбора газовых и низкокипящих бензиновых компонентов в виде дистиллята с последующим его охлаждением, частичной конденсацией и сепарацией («Установка очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов» // «НТ НЕФТЬ И ГАЗ» /Технология и оборудование подготовки и переработки нефти и газа/ http://www.ntng.ru/index1_4.html, 2007, ООО «НТ Нефть и газ».

Основным недостатком способа является существенное снижение выхода нефти - потеря ею ценных низкокипящих бензиновых компонентов.

Известен способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку углеводородным газом при абсолютном давлении 0,1-0,6 МПа до достижения не более 87% степени удаления сероводорода в десорбционной колонне при температуре 20-70°С с использованием в качестве углеводородного газа очищенного от сероводорода газа сепарации нефти или природного газа в количестве 2,5-12 м³ на 1 м³ нефти (физическая очистка) с последующей очисткой остатка колонны от меркаптанов и остаточного сероводорода путем ввода химически активных нерегенерируемых реагентов (химическая очистка) (Патент РФ №2218974, кл. B01D 19/00 «Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти» / Фахриев A.M., Фахриев Р.А.).

Недостатком способа является необходимость химической очистки нефти и попадание продуктов реакции в товарную нефть, что может привести к отложению осадков.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ стабилизации нефти ректификацией по двухколонной схеме (Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. М.: Недра, 1973, с.151-153 - прототип).

В соответствии с известным способом (см. также Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1972. с.194-196) обезвоженную и обессоленную нефть нагревают в теплообменниках до 150-200°С и разделяют на дистиллят и остаток в первой ректификационной колонне. Полученный путем охлаждения и сепарации дистиллята конденсат подвергают вторичной ректификации. Обе колонны орошают частью соответствующих конденсатов. Паровое орошение в низу колонны образуют с использованием подогревателей. Выходящий из сепараторов обеих колонн газ направляют в газосборные сети, балансовый избыток конденсата (нестабильный бензин) направляют на нефтеперерабатывающий завод. Остатком второй колонны восполняют утраченный нефтью бензиновый потенциал путем смешения с остатком первой колонны. Процесс проводят при следующих режимных параметрах:

- в первой колонне: давление (абсолютное) 0,5-0,7 МПа, температура верха ~100°С, температура низа 220-260°С;

- во второй колонне: давление (абсолютное) 1,0-1,2 МПа, температура верха 66-88°С, температура низа 110-150°С.

Обе колонны снабжены контактными и сливными устройствами. Разделение ректификацией позволяет регулировать глубину извлечения удаляемых компонентов за счет более четкого разделения компонентов при стабилизации нефти, совместить процессы стабилизации и очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов. Достоинством способа является также осуществление стабилизации и очистки нефти без применения реагентов, т.е. физическим методом.

Однако известный способ ориентирован больше на условия нефтеперерабатывающих заводов, чем на промысловые условия, и имеет следующие недостатки:

- большие энергозатраты, высокая температура;

- дополнительное образование сероводорода из-за разложения сераорганических соединений с низкой термостабильностью;

- получение сероводород- и меркаптансодержащих конденсатов (сжиженный газ и бензин), необходимость их транспортирования на очистку и переработку отдельно от нефти;

- низкий выход товарной нефти, потеря ею ценных низкокипящих бензиновых компонентов.

Задачей изобретения является совмещение технологий стабилизации и очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов физическим методом, ориентированное на условия нефтепромыслов.

Это достигается тем, что в предлагаемом способе стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающем ее нагрев и ректификацию в двух последовательно работающих колоннах, снабженных контактными и сливными устройствами, ввод парового орошения в низ и жидкого орошения в верх колонн и разделение их на газ стабилизации и конденсат путем охлаждения и сепарации, вывод стабильных остатков с низа колонн и получение стабильной нефти путем их смешения, процесс осуществляют при абсолютном давлении в колоннах 0,1…0,2 МПа, температуре нагрева нефти 120…160°С в присутствии отпаривающего агента в первой колонне с использованием ниже точки ввода сырья контактных тарелок с минимальными размерами просечных элементов (например, мелкожалюзийного типа) со сливными устройствами удвоенной глубины.

Второе отличие заключается в использовании в качестве отпаривающего агента водяного пара в количестве 0,3…0,7% масс. на исходную нефть.

Третье отличие заключается в орошении верха первой колонны нефтью в количестве 5…15% при 40…80°С.

Четвертое отличие заключается в том, что охлаждение и сепарацию дистиллятов колонн осуществляют совместно.

Пятое отличие заключается в сепарации остатка первой колонны в буферной емкости - сепараторе за счет снижения давления относительно низа этой колонны.

Шестое отличие заключается в том, что ректификацию во второй колонне осуществляют в диапазоне температур 55…85°С.

Проведение процесса при абсолютном давлении в колоннах 0,1…0,2 МПа, температуре нефти 120…160°С в присутствии отпаривающего агента в первой колонне обеспечивает необходимый отбор дистиллятов и требуемое качество остатков колонн. Такой результат становится возможным благодаря переводу процесса в область низких температур и низкого давления, при которых, как известно, резко повышается четкость разделения смесей (Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник / Рабинович Г.Г. и др.; Под ред. Е.Н.Судакова. - 3-е изд. - перераб. и доп. - М.: Химия, 1979. - c.222.).

Использование в первой колонне ниже точки ввода сырья контактных тарелок мелкожалюзийного типа с приведенными параметрами в указанных пределах обеспечивает практически беспровальность и высокую эффективность за счет мелкого диспергирования жидкой фазы на тарелке и взаимодействия с парогазовой фазой в струйном режиме в пространстве между тарелками. Кроме того, расширяется диапазон устойчивой работы тарелок и колонны в целом.

Использование сливных устройств удвоенной глубины позволяет транспортировать жидкость с тарелки в обход смежной тарелки. В результате жидкостная нагрузка тарелок снижается до двух раз, обеспечивается возможность существенного повышения производительности колонны, повышается разделительная способность (эффективность) тарелки за счет улучшения неблагоприятного для процесса ректификации мольного отношения жидкость/пар.

Использование водяного пара в качестве отпаривающего агента в первой колонне обеспечивает достаточную степень очистки основной массы нефти от сероводорода и легких меркаптанов при умеренном (0,3…0,7% масс.) его расходе. Улучшаются также условия конденсации дистиллята колонны в парогазовой фазе.

Орошение верха первой колонны нефтью в количестве 5…15% при 40…80°С позволяет проводить процесс при низком давлении за счет исключения подачи в колонну острого орошения.

Совместное осуществление охлаждения и сепарации дистиллятов колонн упрощает технологическую схему установки.

Сепарация остатка первой колонны в буферной емкости - сепараторе за счет снижения давления относительно низа этой колонны позволяет дополнительно удалить из нефти газовые компоненты и способствует тем самым снижению содержания в нефти сероводорода и легких меркаптанов и повышению глубины ее стабилизации.

Осуществление ректификации во второй колонне в области относительно низких температур (55…85°С) и давления (0,1…0,2 МПа) способствует повышению степени очистки и глубины стабилизации конденсата углеводородов.

Совокупность указанных отличительных признаков предлагаемого технического решения поставленной задачи позволяет получить товарную нефть, удовлетворяющую современным требованиям по показателю стабильности и степени очистки от сероводорода и легких меркаптанов.

На чертеже представлена принципиальная технологическая схема установки как один из возможных вариантов реализации способа.

Сероводород- и меркаптансодержащую нефть после стадий обессоливания и обезвоживания подают на установку по линии 1. Основную часть нефти направляют по линии 2 в теплообменник 3, где нефть нагревают за счет тепла остатка первой колонны. Далее этот поток направляют по линии 4 в печь 5, выводят из нее по линии 6 в виде парогазожидкостной смеси. Данную смесь делят на две части в пропорции, обеспечивающей примерно равное количество жидкости с учетом количества жидкости, образованной верхним орошением (в соответствии с технологическим расчетом), и вводят по линиям 7 и 8 в ректификационную колонну 9, снабженную тарелками с минимальными размерами просечного элемента 10 (например, Патент РФ №2236900, кл. B01J 19/32, 01.09.2003, «Перфорированное полотно для тепломассообменных устройств» / Сахаров В.Д. и др.) и каплеотбойником 11. Сливные устройства тарелок выше зоны питания имеют обычную глубину (равную расстоянию между тарелками), а ниже зоны питания - удвоенную глубину. Потоки 7 и 8 вводят порознь на две смежные тарелки и транспортируют также порознь по тарелкам с номерами разной четности жидкие фазы этих потоков. В качестве орошения в верх колонны 9 подают часть исходной нефти по линии 12. Паровое орошение в низу колонны создают путем ввода по линии 13 отпаривающего агента - водяного пара. Остаток колонны 9 подают самотеком по линии 14 в буферную емкость - сепаратор 15, выводят по линии 16 и насосом 17 подают по линии 18 в теплообменник 3, по линии 19 в теплообменник 20 и выводят по линии 21. С верха колонны 9 выводят по линии 22 дистиллят в парогазовой фазе и совместно с дистиллятом второй колонны, поступающим по линии 23, направляют по линии 24 на охлаждение воздухом и/или водой в соответствующий аппарат 25 и подают по линии 26 в газовый сепаратор 27. В этот аппарат направляют по линии 28 также газы из буферной емкости - сепаратора 15. Из газосепаратора 27 выводят концентрат сероводорода и легких меркаптанов в парогазовой фазе и направляют по линии 29 на химическую очистку. С низа газосепаратора 27 выводят тяжелую фазу жидкости (водяной конденсат) по линии 30, а легкую фазу жидкости (конденсат углеводородов) выводят по линии 31 и насосом 32 подают по линии 33 в колонну 34, оснащенную мелкожалюзийными тарелками 35 и каплеотбойником 36. С верха колонны 34 отбирают дистиллят, который направляют (по линии 23) на смешение с дистиллятом первой колонны. С низа колонны 34 по линии 37 выводят остаток и насосом 38 подают по линии 39 в кипятильник 40. Парогазовую фазу из кипятильника 40 подают в качестве орошения в колонну 34, а жидкую фазу (стабилизированный и очищенный от сероводорода и легких меркаптанов конденсат углеводородов) выводят по линии 42. Часть этого потока выводят по линии 43 и используют на промыслах для внутренних нужд в качестве растворителя, остальную часть подают по линии 44 на смешение с остатком первой колонны. Суммарный поток выводят с установки по линии 45 в качестве товарной нефти.

Описанный способ иллюстрируется расчетным примером, приведенным в таблицах 1-3. В таблице 1 приведена характеристика исходных продуктов и продуктов разделения; в таблице 2 приведена характеристика и режимные параметры основных аппаратов - ректификационных колонн; в таблицу 3 сведены основные показатели процесса. В скобках даны номера соответствующих потоков и структурных элементов установки.

Из представленных в таблицах 1-3 данных видно, что предлагаемый способ позволяет добиться достаточной глубины стабилизации нефти (давление насыщенного пара составляет 31 кПа), практически полностью очистить ее от сероводорода, уменьшить содержание метил- и этилмеркаптанов до 29 ppm при умеренном расходе водяного пара (0,4 кг на 1 тонну нефти) и достаточно высоком выходе товарной нефти: если условно отнести к потерям направляемый на очистку концентрат сероводорода и меркаптанов, а также дренированную воду, содержащуюся в исходной нефти, то выход товарной нефти составляет 98,55% масс.

Использование предлагаемого способа позволяет получить следующий положительный эффект:

- существенное упрощение технологической схемы установки;

- существенное снижение максимальной температуры процесса (с 220-260°С до 120-160°С), следствием чего является снижение энергозатрат на процесс и исключение опасности разложения серосодержащих соединений и образования дополнительного количества сероводорода;

- получение стабилизированной нефти практически без содержания сероводорода с остаточным содержанием метил- и этилмеркаптанов ниже нормы, установленной ГОСТ Р 51858;

- повышение выхода товарной нефти, сохранение в ней низкокипящих бензиновых компонентов;

- уменьшение числа получаемых продуктов, направляемых на переработку.

Таблица 1 Наименование и размерность параметра Численное значение параметра 1 2 1. Нефть на очистку (1):   - расход, кг/ч 400000 - расход, % масс. 100 - плотность при 15°С, кг/м³ 855,0 - молекулярная масса, кг/кмоль 193,1 - содержание компонента (фракции), % масс.:   - газы (до С₄ включительно) 0,3340 в том числе H₂S 0,0322 в том числе C₁SH 0,0045 в том числе C₂SH 0,0131 - выкипающие до 36°С 0,8240 - выкипающие до 85°С 3,2982 - выкипающие до 180°С 19,1952 - выкипающие до 360°С 71,2552 - выкипающие выше 360°С 28,2900 - H₂O 0,4548 2. Водяной пар в первую колонну (13):   - расход, кг/ч 1600 - расход, %масс. 0,400 - плотность при нормальных условиях, кг/нм³ 0,804 - молекулярная масса, кг/кмоль 18,02 - содержание компонента (фракции), % масс.:   - H₂O 100

Продолжение табл.1 1 2 3. Очищенная стабильная (товарная) нефть (45):   - расход, кг/ч 394197,1 - расход, % масс. 98,5493 - плотность при 15°С, кг/м³ 855,6 - молекулярная масса, кг/кмоль 205,8 - содержание компонента (фракции), % масс.:   - газы (до С₄ включительно) 0,0031 в том числе H₂S 0,0000 в том числе C₁SH 0,0001 в том числе C₂SH 0,0028 - выкипающие до 36°С 0,1532 - выкипающие до 85°С 2,3120 - выкипающие до 180°С 18,3609 - выкипающие до 360°С 71,2569 - выкипающие выше 360°С 28,7064 - H₂O 0,0367 4. Концентрат сероводорода и легких меркаптанов (29):   - расход, кг/ч 4218,6 - расход, %масс. 1,0546 - плотность при нормальных условиях, кг/нм³ 4,461 - молекулярная масса, кг/кмоль 61,78 - содержание компонента (фракции), % масс.:   - до С₄ включительно 31,2914 в том числе H₂S 3,0445 в том числе C₁SH 0,4191 в том числе C₂SH 0,9740 - C₅ и выше кипящие 66,5276 - H₂O 2,1810

Продолжение табл.1 1 2 5. Водяной конденсат (30):   - расход, кг/ч 3182,9 - расход, % масс. 0,7957 - плотность при 15°С, кг/м³ 1015 - молекулярная масса, кг/кмоль 18,02 - содержание компонента (фракции), % масс.:   - Газы (до С₄ включительно) 0,0156 в том числе H₂S 0,0121 в том числе C₁SH 0,0017 в том числе C₂SH 0,0003 - H₂O 99,9844 Таблица 2 Наименование и размерность параметра Численное значение параметра 1 2 1. Первая колонна(1):   - давление (абсолютное), МПа:   - верх 0,115 - низ 0,130 - температура, °С:   - ввод нефти 135 - верх 90 - низ 129 - водяного пара 158

Продолжение табл.2 1 2 - диаметр аппарата, м 3,2 - общее число тарелок, шт. 24 - средняя эффективность тарелок 0,6667 - число тарелок ниже ввода сырья, шт. 16 - средняя эффективность тарелок ниже ввода сырья 0,5625 - свободное сечение тарелок ниже ввода сырья, % 8,0 - ширина мелких жалюзи, мм 0,5 - длина мелких жалюзи, мм 8 - площадь одной щели, мм² 2,75 - число щелей на одной тарелке, шт. 233818 2. Вторая колонна (24):   - давление (абсолютное), МПа:   - верх 0,115 - низ 0,123 - температура, °С:   - ввод конденсата 41 - верх 55 - низ 78 - диаметр аппарата, м 1,2 - общее число тарелок, шт. 12 - средняя эффективность тарелок 1,0

Таблица 3 Основные показатели процесса Численное значение показателя 1. Давление насыщенного пара, кПа:   - исходная нефть 117 - товарная нефть 31 - максимально допустимое значение 66,7 2. Содержание сероводорода, ppm:   - исходная нефть 322 - товарная нефть 0 - максимально допустимое значение 20 3. Степень очистки нефти от H₂S, % масс. 100 4. Минимально допустимая степень очистки нефти от H₂S, % масс. 93,78 5. Суммарное содержание C₁SH и C₂SH, ppm:   - исходная нефть 176 - товарная нефть 29 - максимально допустимое значение 40 6. Степень очистки нефти от C₁SH и C₂SH, % масс. 84,2 7. Минимально допустимая степень очистки нефти от C₁SH   и C₂SH, % масс. 80,4 8. Выход нефти, % масс. 98,55 9. Удельный расход водяного пара, кг/т 4,0 10. Температура исходной нефти, °С 55 11. Давление (абс.) исходной нефти, МПа 0,8 12. Температура товарной нефти, °С 60,6 13. Давление (абс.) товарной нефти, МПа 0,5

Изобретение относится к подготовке нефти к транспортированию и направлено на совмещение технологий ее стабилизации и очистки от сероводорода и легких меркаптанов физическим методом на промыслах. Изобретение относится к способу стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающему ее нагрев и ректификацию в двух последовательно работающих колоннах, снабженных контактными и сливными устройствами, ввод парового орошения в низ и жидкого орошения в верх колонн, вывод дистиллята с верха колонн и разделение их на газ стабилизации и конденсат путем охлаждения и сепарации, вывод стабильных остатков с низа колонн и получение стабильной нефти путем их смешения, при этом процесс осуществляют при абсолютном давлении в колоннах 0,1-0,2 МПа, температуре нагрева нефти 120-160°С в присутствии отпаривающего агента в первой колонне с использованием ниже точки ввода сырья контактных тарелок с минимальными размерами просечных элементов, со сливными устройствами удвоенной глубины. Технический результат - получение товарной нефти, удовлетворяющей современным требованиям по показателю стабильности и степени очистки от сероводорода и легких меркаптанов. 5 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 ил.

1. Способ стабилизации сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающий ее нагрев и ректификацию в двух последовательно работающих колоннах, снабженных контактными и сливными устройствами, ввод парового орошения вниз и жидкого орошения вверх колонн, вывод дистиллята с верха колонн и разделение их на газ стабилизации и конденсат путем охлаждения и сепарации, вывод стабильных остатков с низа колонн и получение стабильной нефти путем их смешения, отличающийся тем, что процесс осуществляют при абсолютном давлении в колоннах 0,1-0,2 МПа, температуре нагрева нефти 120-160°С в присутствии отпаривающего агента в первой колонне с использованием ниже точки ввода сырья контактных тарелок с минимальными размерами просечных элементов, со сливными устройствами удвоенной глубины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве отпаривающего агента используют водяной пар в количестве 0,3-0,7 мас.% на исходную нефть.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что верх первой колонны орошают нефтью в количестве 5-15% при 40-80°С.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что охлаждение и сепарацию дистиллятов колонн осуществляют совместно.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что остаток первой колонны подвергают сепарации в буферной емкости - сепараторе за счет снижения давления относительно низа колонны.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что ректификацию во второй колонне осуществляют в диапазоне температур 55-85°С.