CC BY
46
РАЗРАБОТКА ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОМ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ НЕФТИ ОТ СЕРОВОДОРОДА
Группой мониторинга технологических процессов выполнены исследования по разработке технологии очистки нефти от Н.Д
В объем исследований были включены три этапа работ
1. Подбор наиболее эффективных растворителей Н^ (абсорбентов)
На этом этапе работ определена эффективность растворения в 33 различных
абсорбентах, (см. табл. 1), в лабораторных условиях.
Обобщение результатов лабораторных исследований показало, что наиболее эффективными являются абсорбенты четырех марок:
• общеизвестный моноэтаноламин (МЭА);
• ПСВ 3401 А фирмы ЗАО «Опытный завод не-фтехим» г. Уфа;
№№ Наименование Содержание H2S в пробе нефти, ррт Абсорбционная
п.п. 1 растворителя H2S о исходное 1 после обработки абсорбентом А емкость H2S, кг/т с
i 1 2 Моноэтаноламин 3 134,6 4 76,6 5 120
202 49,9 300
206,4 111 190
173 112,4 120
2 Na2CO3 202 160,7 80
3 Сульфачек 202 118,4 170
4 ПАК 202 148,8 110
5 ПСВ 3401 A 134,4 42,7 180
171, 0 41 7 260
135,4 48 250
134,6 58,7 150
6 ПСВ 3401Б 135,4 56,2 160
134,6 28 210
7 ЛПЭ-32 1344 908 90
162,3 126,2 70
8 Сонпар-5401 217,7 207,3 20
9 Сонпар -5402 217,7 172,7 90
10 Сонпар-5403 217,7 186 60
11 Сондем 4401 - 131 174,5 133,5 80
1 2 3 4 5
12 Сондем 4403 -183 174,5 99 150
13 Сонцид-8102 174, 5 38, 7 270
172,4 37,6 270
14 Сонцид -8103 122,6 89,9 0,07
15 Сонцид - 8104 122,6 100,3 40
16 Сонкор 9011 122,6 199,1 150
17 9510 122,6 222,8 200
18 9601 122,6 191,5 140
19 Gas Treat 120 177,4 87,1 180
20 GasTreat К-131 177,4 64,4 0,23
21 GasTreat 157 122,6 105,1 0,04
22 «Альтосан» 122,6 182,1 -0,12
23 НСМ-1 марка А 224,3 95 260
24 НСМ-1 марка Б 224,3 138,8 170
25 НСМ-2 224,3 65,8 320
26 НТН 50А 329,9 163,6 330
27 НТН 50Б 329,9 194,9 270
28 НТН 50С 329,9 173,9 310
29 СНПХ № 1 257 192,5 130
30 СНПХ № 2 257 208,8 0,1
31 СНПХ № 3 257 204,5 110
32 СНПХ № 4 257 145,8 220
33 СНПХ № 5 257 99,2 320
Таб. 1. Лабораторные исследование процесса очистки нефти от Н2Б абсорбционным методом (Расход абсорбента 500 г/т нефти)
• НСМ-2 ЗАО «Спецгазавтоматика» г Казань;
• GasTreat К-131М фирмы «Champion Technologies», которые были рекомендованы к промысловым испытаниям.
2. Проведение промысловых испытаний
Промысловые испытания выбранных абсорбентов были проведены на Гремихинском месторождении, нефть которого отличается высоким содержанием H2S - 155,6-269,3 ррт и периодический - более 300 ppm.
По результатам промысловых испытаний абсорбент марки ПСВ 3401 A оказался наиболее эффективным (удельный расход 450 г/т абсорбционная емкость 385 кг/т), и рекомендован к внедрению.
3. Разработка технологии очистки нефти от H2S
Практика эксплуатации нефтяных месторождений ОАО «Удмуртнефть», нефть которых отличается значительным содержанием H2S, теоретический анализ, лабораторные и промысловые исследования ведения процессов сепарации и абсорбции H2S совместно с нефтяным газом, позволили рекомендовать к реализации ряд мероприятий, направленных на снижение H2S в товарной нефти. При этом выявлено, что технология снижения содержания H2S в нефти должна включать три основных этапа:
• подавление сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), что возможно решением комплексной задачи, включающей мероприятия по применению в системе поддержания пластового давления (ППД) обеззараживающей воду установки, например, типа УОЭ-Э-А150 фирмы «Эйкос» [ 1 ] и обработки водо- и нефтеносных пластов соответствующими бактерицидами;
• организация процесса высокоэффективной сепарации газа, например, в оросительных сепараторах [ 2 ], что приведет к выносу из объема нефти нерастворенного H2S;
• глубокая очистка нефти от H2S абсорбционным методом [ 3 ].
Разработанная и планируемая к внедрению технологическая схема очистки нефти от H2S, включающая указанные направления ведения технологического процесса в условиях эксплуатации УПН Гремихинского нефтяного месторождения, показана на рис. 1.
Согласно рис. 1, нефть после электродеги-дратора 1 поступает в оросительный сепаратор 2, где протекает 1-я ступень очистки нефти от H2S. Затем нефть самотеком перетекает в РВС 3 товарного парка и насосом 4 откачивается через системы глубокой очистки нефти от H2S в абсорбере 5 и УПН «Ижевск» 6 на головную насосную станцию АК «Транснефть».
Абсорбент подается в объем неочищенной от H2S нефти из емкости 8 через мерник расхода 9 на прием насоса 4 или в нефтепровод после электродегидратора.
Отсепарированный совместно с H2S газ сбрасывается в атмосферу через свечу рассеивания 7. ►
22 ПЕРЕРАБОТКА 22 (42) октябрь 2007 г. ЭКСПОЗИЦИЯ
Анализ рис. 1 показывает, что основным оборудованием рекомендуемой схемы являются оросительный сепаратор ШВ поз.2 и абсорбер поз.5.
Высокая эффективность процесса сепарации газа, являющаяся аксиомой эффективности процесса очистки нефти от доказана результатами эксплуатации оросительного сепаратора типа ШВ, который был внедрен в 1997 году на Лиственской ДНС НГДУ «Воткинс» [ 2 ]. При этом до внедрения оросительного сепаратора ШВ содержание газа в нефти на вы-киде концевой сепарационной установки (КСУ) классического исполнения составляло 1,3 м3/т, а после внедрения уменьшилось до 0,3 м3/т, что явилось здесь одной из главных причин снижения содержания воды в предварительно обезвоженной нефти с 42 % до 10 %.
Общий вид оросительного сепаратора ШВ показан на рис.2, принцип работы которого заключается в следующем:
Водонефтяная эмульсия (ВНЭ) подается в сепаратор через ороситель 4, где дробится на мелкие капли. Образовавшие капли ВНЭ при падении вниз встречаются с отбойными решетками и при ударе раскрывают свою поверхность, т.е. вновь дополнительно подвергаются дроблению. В результате создается большая поверхность испарения, что является необходимым условием как сепарации нефтяного газа, так и очистки нефти от НД
Разгазированная ВНЭ выводится из сепаратора в систему дальнейшей обработки.
Газ, выделенный из ВНЭ, перед удалением из сепаратора поступает в каплеотделитель 2 сепаратора ШВ, где подвергается высокоэффективной осушке в слое подвижных насадок 3.
Расчет оросительного сепаратора заключается в определении свободной поверхности ВНЭ. При этом исходными моментами являются создание исходного эквивалентного диаметра образовавшихся капель в оросителе 4 и время
их падения до зеркала ВНЭ в сепараторе.
Данный сепаратор по эффективности работы соответствует мировым стандартам [ 3 ], прошел экспертизу промышленной безопасности и имеет разрешение Ростехнадзора на изготовление и применение. В настоящее время второй экземпляр сепаратора изготовлен и подготовлен к монтажу на площадке Гремихинской УПН.
Основным оборудованием, с точки зрения ведения технологического процесса очистки нефти от является абсорбер ШВ поз.5.
Устройство абсорбера ШВ показано на рис. 3.
Абсорбер ШВ включает корпус 1, состоящий из конической и цилиндрической частей, горловины 2, где размещаются элементы с подвижной насадкой (ПН) 3. С целью предотвращения провала элементов ПН и выноса их из корпуса потоком нефти, абсорбер снабжен опорной и ограничительной решетками 4 и 5 соответственно.
В качестве элементов ПН наиболее приемлемыми являются кольца Рашига, изготовленные из стальных труб, которые насыпаются навалом в горловину 2 смесителя.
Принцип работы абсорбера ШВ состоит в том, что потоки нефти и абсорбента поступают под опорную решетку 4 и в дальнейшем подвергают псевдоожижению элементы подвижной насадки 3. В результате происходит полное перемешивание нефти с абсорбентом, и растворяется в последнем, т.е. нефть подвергается очистке. При этом, так как после абсорбера товарная нефть и растворенный в абсорбенте поступают в систему АК «Транснефть» единым потоком, в абсорбере необходимо осуществлять процесс хемосорбции. Если же будет осуществляться процесс физической абсорбции, растворенный в абсорбенте с понижением давления в системе транспорта нефти будет десорбироваться, и первоначальный
эффект очистки нефти в конечном итоге резко снизится, что было обнаружено при проведении промысловых испытаний с абсорбентами марок МЭА и НСМ-2.
При работе абсорбера выявлено четыре гидродинамических режима, которые наглядно иллюстрируются на графике зависимости гидравлического сопротивления от величины приведенной скорости нефти в его горловине, см. рис. 4.
1 - статического состояния ПН. В этом режиме прослушивание работы абсорбера не выявляет звук контакта элементов насадки о стенку корпуса. Это означает, что элементы ПН, изготовленные из металлической трубы, находятся в неподвижном состоянии. Гидравлическое сопротивление абсорбера возрастает пропорционально росту скорости нефти в горловине до 0, 8 м/с.
2 - начала псевдоожижения ПН. При прослушивании работы абсорбера слышен шелест ее элементов, усиливающийся по мере увеличения скорости нефти с 0,8 до 1,8 м/ с. Это означает, что потенциальная энергия элементов ПН начинает преобразовываться в кинетическую под действием энергии движения потока нефти. Элементы ПН начинают псев-доожижаться. При этом прозоры между ними увеличиваются, скорость движения в прозорах насадки несколько снижается и рост гидравлического сопротивления приостанавливается.
3 - развитого взвешивания ПН. Элементы ПН пульсируют в межрешеточном пространстве, интенсивно перемешивая нефть с растворителем сероводорода. Гидравлическое сопротивление вновь возрастает пропорционально росту скорости нефти до 3,5 м/с.
4 - псевдоожижения ПН в цилиндрической части абсорбера. При увеличении скорости потока нефти элементы ПН выносятся из горловины в расширенную цилиндрическую часть корпуса. При этом статическая высота их ►
Рис.1. Принципиальная технологическая схема очистки нефти от H2S методом абсорбции
1 - электродегидратор;
2 - оросительный
сепаратор ШВ;
3 - РВС парка товарной нефти;
4 - насос откачки товарной нефти;
5 - абсорбер (смеситель) ШВ;
6 - УПН «Ижевск;
7 - свеча рассеивания;
8 - емкость хранения абсорбента;
9 - мерник расхода абсорбента; 10,11 и 12 - запорная арматура.
Рис.2. Сепаратор газа ШВ
1 - корпус;
2 - каплеуловитель;
3 - подвижная насадка;
4 - ороситель;
5 - отбойная решетка 1-го яруса;
6 - отбойная решетка 2-го яруса;
7 - труба слива уловленной капельной жидкости.
максимально снижается и рост гидравлического сопротивления идет с меньшей интенсивностью.
В принципе возможно достижение 5-го режима работы - режима захлебывания, который был описан в [ 6 ]. В этом режиме элементы ПН потоком нефти прижимаются к ограничительной решетке и гидравлическое сопротивление абсорбера будет повышаться с ростом скорости нефти по тем же законам, что и в первом режиме. Но эту особенность работы в промысловых условия изучить не удалось по техническим причинам.
Основными оптимальными конструктивными параметрами абсорбера, разработанными для выполнения промысловых испытаний оказались:
• статическая высота ПН -300-500 мм ;
• эквивалентный диаметр элемента ПН
• 0 0,1 диаметра горловины
• масса элемента ПН 36-38 г, которые позволили эксплуатировать абсорбер со скоростью нефти в горловине 2,5-3 м/с. При этом гидравлическое сопротивление абсорбера оказалось равным 0,1-0,12 М Па;
Эффективность очистки нефти от непосредственно в абсорбере при выше принятых параметрах оказалась, как видно из табл. 2, особенно высокой при применении растворителя марки НСМ-2 (содержание на приеме в абсорбер 228,1- 310,4 ррт, а на вы-киде 3,3 - 21,2 ррт). Этот эффект превышает даже абсорбционную способность общепризнанного МЭА. Но, к сожалению, в растворителе марки НСМ-2 протекает процесс физической абсорбции, и растворенный в нем с понижением давления на УПН «Ижевск», расположенной на расстоянии 32 км от Гремихинской УПН, десорбирует
Поэтому можно заключить, что растворитель марки НСМ-2 является более эффективным абсорбентом, чем даже МЭА, и может широко применяться для очистки газов от Н2Э не только на промыслах нефти, но и в других отраслях промышленности, если технологии
Лрц —.-41..
Рис. 3. Абсорбер H2S с подвижной насадкой ШВ
1 - корпус;
2 - горловина;
3 - подвижная насадка;
4 - решетка опорная;
5 - решетка ограничительная;
6 - патрубок приема нефти на очистку; 4 - патрубок вывода очищенной нефти;
будут оснащены системами регенерации (десорбции) насыщенного абсорбента от Н_Д
Учитывая то, что содержание в нефти Мишкинского, Киенгопского, Ельниковского и Чутырского месторождений не превышает 70 ррт, а в нефти Гремихинского месторождения 196,8 ррт, в настоящее время выдано задание на проектирование схем очистки нефти от без использования оросительного сепаратора ШВ, а на площадке Гремихинской УПН идет монтаж схемы с его использованием.
При этом обобщение результатов промысловых испытаний позволили рекомендовать для промышленного использования растворитель Н23 марки ПСВ 3401 А изготовителя
Опар*™, нефш, Н'С
Рис. 4. Зависимость гидравлического сопротивления абсорбера ШВ от скорости нефти в его горловине.
ЗАО «Опытный завод нефтехим» г Уфа, как наиболее эффективного среди прошедших промысловые испытания. ■
В. Х. ШАИМАРДАНОВ, академик, д.т.н., заслуженный изобретатель РФ, руководитель группы мониторинга ТП, ОАО «Удмуртнефть», Е. П. МАСЛЕННИКОВ, заместитель генерального директора по производству ОАО «Удмуртнефть»
№№ п.п. Очистка неф Объем обработанной нефти, т/сут ти растворит Давление в абсорбере, МПа Расход растворителя Н_Д кг/сут Содержание Н^ в абсорбере, ррт
прием елем Н^ - М выкид ЭА прием выкид
1. 1824 0,28 0,27 912 165,4 69,9
2. 1800 0,27 0,26 900 160 66,7
3. 1814 0,35 0,33 907 174 82,3
4. 1830 0,3 0,28 915 176,8 79,6
5. 1820 0,3 0,28 910 142,4 68,2
6. 1786 0,3 0,28 893 157,8 71,5
7 1828 0,28 0,26 914 134,4 61,5
Очистка неф эти растворителем Н^ - ПСВ 3401 А
1. 1944 0,35 0,34 875 198,5 129,5
2. 1960 0,3 0,29 882 251,5 142,8
3. 1942 0,3 0,29 874 243,8 134,9
4. 1936 0,3 0,28 871 233 120,8
5. 1973 0,28 0,29 888 221,7 113,6
6. 1978 0,29 0,28 890 218,7 93,2
7. 1982 0,24 0,23 892 234 123,95
Очистка неф зти растворителем Н^ - НСМ-2
1. 1876 0,28 0,27 925 245,1 8,6
2. 1905 0,27 0,26 939 228,1 7,2
3. 1866 0,35 0,34 920 249,5 5,4
4. 1917 0,3 0,29 945 292,2 21,2
5. 1921 0,3 0,29 947 262 3,3
6. 1947 0,3 0,29 960 256,4 3,9
7. 1894 0,28 0,27 934 310,4 12,8
Очистка неф зти растворителем Н^ - Gas К - 137 М
1 1986 0,3 0,28 943 352,6 343,1
2 1928 0,3 0,29 967,6 72 11,7
3 927 0,28 0,27 672,4 259,2 82,1
4 2382 0,29 0,28 889,7 272,6 99,3
5 1875 0,28 0,27 1990,8 253 57,3
6 1770 0,27 0,26 2685,5 336,4 57,4
