Подготовка нефти к переработке сбор и подготовка нефти на промыслах

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; Э_пв - 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 бензина — углеводородов от С₃ и выше (отбензинивание газа);

2) сжатие отбензиненного газа до давления, которое необходимо, чтобы перекачать этот газ потребителям;

3) разделение нестабильного бензина  на индивидуальные углеводороды—пропан, изобутан, бутан и стабильный бензин.

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