Автор работы: Пользователь скрыл имя, 02 Декабря 2013 в 21:03, лекция
Нефть, добываемая из земных недр, содержит, как правило, газ, называемый попутным, пластовую воду, минеральные соли, различные механические примеси. На каждую тонну добытой нефти приходится 50—100 м3 попутного (нефтяного) газа, 200— 300 кг воды, в которой растворены соли. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти проводится с помощью сепарации и стабилизации. Нефть также подвергается очистке от механиче¬ских примесей, обезвоживанию и частичному обессоливанию.
ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ПЕРЕРАБОТКЕ
СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ.
Нефть, добываемая из земных недр, содержит, как правило, газ, называемый попутным, пластовую воду, минеральные соли, различные механические примеси. На каждую тонну добытой нефти приходится 50—100 м3 попутного (нефтяного) газа, 200— 300 кг воды, в которой растворены соли. Перед транспортировкой и подачей нефти на переработку газ должен быть отделен от нефти. Удаление газа из нефти проводится с помощью сепарации и стабилизации. Нефть также подвергается очистке от механических примесей, обезвоживанию и частичному обессоливанию.
Системы сбора и транспорта нефти. В условиях нефтяного пласта при высоком давлении газы растворены в нефти. При подъеме нефти на земную поверхность давление падает и растворенный газ выделяется. Важно в этот момент уловить его. Существуют различные системы промыслового сбора и транспорта нефти, отличающиеся условиями перемещения нефти и газа, схемой отделения газа от нефти.
На рис. 1,а приводится схема самотечной системы сбора нефти, применяющейся на восточных месторождениях.
Газо-нефтяная смесь из скважины поступает в индивидуальную замерно-сепарационную установку, состоящую из вертикальной емкости С-1, оборудованной устройствами для предотвращения уноса нефти с газом (трапа) и мерника Е-1. В трапе С-1 осуществляется первая ступень сепарации нефти от газа. Газ по газосборным коллекторам передается для дальнейшей переработки на газопере-рабатывающие (газобензиновые) заводы. К коллекторам подключается до ста и более скважин одного или нескольких близлежащих нефтяных месторождений.
Нефть и вода из мерника Е-1 за счет разности уровней поступают на сборный пункт, где устанавливается два-три резервуара. Из резервуаров нефть и вода насосом перекачиваются на установки подготовки нефти для обессоливания и обезвоживания.
Описанная схема отличается простотой, но не обеспечивает полноты улавливания попутного газа. После одноступенчатой сепарации в нефти остается до 40—50% попутного газа. Этот газ, попадая вместе с нефтью в мерники Е-1 и резервуары нефтесбор-ных пунктов, в значительной степени улетучивается в атмосферу.
Более эффективны системы высоконапорного герметизированного нсфтегазоводосбора с многоступенчатой сепарацией газа (рис. 1,б). Нефть, газ и вода, извлеченные из скважины, под собственным давлением направляются в групповую замерную установку А-1,
Рис.
1. Схемы самотечного (а)
и герметизированного (б)
сбора
нефти и газа на нефтяных промыслах:
I-нефть из скважины; II-газ на ГПЗ; III-нефть на нефтесборные пункты;
IV — нефть на НПЗ;
С1, С-2-сепораторы- Е-1. Е-2-резервуары; А1-автоматизированная групповая замерная установка; Д-2-автоматизированная установка сдачи товар-ной нефти; Н-1, Н-2, Н -3-насосы.
а затем в сепараторы первой ступени С-1. Первая ступень отделения газа от нефти осуществляется при давлении 0,6— 0,7МПа достаточном для бескопрессориой подачи газа на газо-перерабатывающий завод (ГПЗ). Из С-1 нефть под собственным давлением или с помощью насосов Н-1 транспортируется до центрального сборного пункта или центральных промысловых сооружений.
Там за счет дальнейшего снижения давления проводится вторая (и третья, если требуется) ступень сепарации газа от нефти. Газ из сепараторов второй и третьей ступени подастся ла ГПЗ под собственным давлением или с помощью компрессоров, а нефть — в резервуары установок подготовки.
Преимущества многоступенчатой схемы сепарации — более полное отделение газа от нефти, сокращенно уноса капель нефти с газом, уменьшение расхода электроэнергии на сжатие газа.
На стадии промысловой подготовки нефти (рис.1) от нефти отделяют основное количество попутного газа, направляемого на дальнейшую переработку, пластовую воду и механические примеси.
Попутный газ (ПГ1) отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением. Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в растворенном состоянии 0,5 - 1,5% углеводородов до бутана включительно.
Эту растворенную часть газа извлекают после отделения на промысле остальных примесей на стадии стабилизации нефти (ПГ2).
Механические примеси из нефти также извлекают за счет отстоя в соответствующих сепараторах на промысле.
Пластовая вода извлекается вначале в отстойниках промысла (ПВ1), а диспергированная ее часть (эмульсия "вода в нефти") разделяется в специальных аппаратах - электродегидраторах - в два приема: сначала на промысле (ПВ2), а оставшаяся часть воды [около 0,5 - 1,0%(мас.) от нефти] доизвлекается на нефтеперерабатывающем заводе (ПВ3). По мере обезвоживания нефти удаляются и минеральные соли (MgCl2, CaCl2, NaCl и др.), растворенные в этой воде. Наличие в нефти минеральных солей придает последней высокие коррозионно-активные свойства, поскольку при повышенных температурах (выше 100 °С) в присутствии воды они подвергаются гидролизу с образованием хлороводородной кислоты, разрушающей стальное оборудование:
В этой цепочке реакций образующийся дихлорид железа в свою очередь также гидролизуется с выделением хлороводородной кислоты.
По степени активности в реакции гидролиза указанные соли располагаются в следующем ряду:
FeCl2 > MgCl2 > СаС12 > NaCl.
Рис. 1. Распределение потоков при подготовке нефти к переработке: I, II, III - стадии подготовки на промысле, стабилизации и глубокого обезвоживания и обессоливании на НПЗ; ПГ1 и ПГ2 - попутный газ и газ стабилизации; ПВ1, ПВ2 и ПВ3 -вода, отделяемая в сепараторах, в промысловых злектродегидраторах и злектродегидраторах НПЗ; Н и H1 - исходная и поступающая на дистилляцию нефть; Эпв - эмульгированная пластовая вода
О последствиях воздействия минеральных солей, присутствующих в нефти, можно судить по следующим данным. В 50-х годах обессоливание нефти проводилось до остаточного содержания солей 40 - 50 мг/л, и установки дистилляции нефти имели межремонтный пробег 90 - 100 сут, после чего из-за коррозии оборудования и отложения в нем солей они подвергались серьезному ремонту. В настоящее время на дистилляцию поступает нефть с содержанием солей 3-5 мг/л, и межремонтный пробег установки достигает 500 сут и более.
В добываемой из скважин нефти общее содержание минеральных солей составляет от 3000 до 12000 мл/л нефти. После промысловой подготовки в зависимости от категории содержание солей в нефти снижается до 40 - 3600 мг/л при остаточном содержании воды 0,2 - 1,0%(мас). Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти проводится на нефтеперерабатывающем заводе до содержания солей не более 5 мг/л и воды не более 0,2%(мас).
СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ
Стабилизация нефти. Даже после многоступенчатой промысловой сепарации в нефти остается весьма значительное количество углеводородов С1—С4. Большая часть этих углеводородов может быть потеряна при перекачках из резервуара в резервуар, при хранении и транспортировке нефти. Вместе с газами теряются ценные легкие бензиновые фракции.
Чтобы ликвидировать потери газов и легких бензиновых фракций, предотвратить загрязнение воздуха, уловить ценные газообразные компоненты, необходимо максимально извлечь углеводороды С1— С4 из нефти перед тем, как отправить ее на нефтеперерабатывающие заводы. Эта задача решается на установках стабилизации нефти, расположенных обычно и непосредственной близости от места ее добычи.
Схема стабилизационной установки приводится на рис. 2. Сырье, поступающее с промысловых установок подготовки, проходит через теплообменники Т-1, где подогревается уже стабилизированной нефтью, и паровые подогреватели Т-2. Подогретая нефть поступает в ректификационную колонну-стабилизатор К-1. Уходящие с верха стабилизатора легкие углеводороды конденсируются в конденсаторе-холодильнике ХК.-1 и поступают в емкость Е-1. С верха стабилизатора уходят углеводороды от С1 до С5 включительно. В ХК-1 конденсируется не весь продукт, уходящий с верха К-1, поэтому в Е-1 происходит разделение смеси, поступившей из конденсатора, на газ и жидкость.
Газ из Е-1 направляется в топливную сеть или па ГПЗ. Жидкий продукт —газовый конденсат частично возвращается в К-1 в качестве орошения, а балансовое количество(количество продуктов, которое образуется в соответствии с материальным балансом установки) выводится со стабилизационной установки и передается на центральные газо-фракционирующие установки (ЦГФУ).
Рис.2. Схема установки стабилизации нефти:
I—нестабильная нефть; II—стабильная нефть; III - нескондснсировашийся газ; IV — газовый конденсат.
ЦГФУ включаются в состав крупных нефтехимических комбинатов и предназначены для разделения газового конденсата нескольких стабилизационных установок на индивидуальные углеводороды.
С низа стабилизатора уходит стабильная нефть, которая отдает свое тепло поступающему сырью в теплообменнике Т-1 и доохлаждается в холодильнике. Необходимое для ректификации тепло подводится в нижнюю часть стабилизационной колонны через трубчатую печь. Содержание газа (углеводородов С1—С4) в стабильной нефти составляет 0,8—1,5%.
На наиболее крупных отечественных нефтяных месторождениях сооружены комплексные установки по подготовке нефти, на которых производится обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти.
ПЕРЕРАБОТКА ПОПУТНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОКОНДЕНСАТА
В газах, отделяемых от нефти, и природных газах содержатся предельные углеводороды от метана до гексана включительно. С промыслов природные и попутные газы поступают на газоперерабатывающие (газобензиновые) заводы. Сюда же поступают газы и конденсат газоконденсатных месторождений.
На ГПЗ проводятся следующие операции по переработке газов и конденсата:
1) извлечение из газов так
называемого нестабильного
2) сжатие отбензиненного газа до давления, которое необходимо, чтобы перекачать этот газ потребителям;
3) разделение нестабильного
На газоперерабатывающих заводах имеются также установки по осушке и очистке газа от сероводорода. На нефтяных промыслах сооружаются как стационарные, так и передвижные газопере рабатывающие заводы .
Передвижной ГПЗ имеет производительность 40—100 тыс. м3 газа в сутки, его аппаратура монтируется па салазках или платформах.
таблица 1
Состав сырья и продукции газоперерабатывающего завода [в % .(масс.)]
Наименование |
С02 |
N2 |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
изо-С4Н10 |
н-С4Н10 |
изо-С5Н12
|
н-С5Н12 |
С6Н14 и выше |
Сырье— попутный газ |
1,1 |
3,8 |
21.2 |
28,0 |
29,8 |
3,2 |
7,4 |
1,5 |
2,0 |
2,0 |
Сухой отбен-зиненныйгаз |
2,2 |
7,6 |
35,9 |
32,6 |
17,2 |
1,2 |
2,5 |
0,4 |
0,4 |
— |
Нестабильный газовый бензин |
- |
- |
7,4 |
24,6 |
40,8 |
5,1 |
12,2 |
2,0 |
4,0 |
3,9 |
Информация о работе Подготовка нефти к переработке сбор и подготовка нефти на промыслах