Технология переработки нефти и газа. Часть 1. Первичная переработка не

Для перекачки газа на большие расстояния через определенные интер- валы (80–120 км) строятся газокомпрессорные станции.

Железнодорожный транспорт применяют при перевозке газа на расстояния 300–1000 км. На близкие расстояния газ доставляют автомобильным транспортом (в автоцистернах от 5 до 15 т, в балло- нах от 1 до 50 л – непосредственно потребителям).

Хранение газа применяют для сглаживания неравномерности его потребления на местах. Природный газ чаще всего хранят в подзем- ных хранилищах. Для этого используют структурные геологические ловушки, где газ может храниться под большим давлением без потерь

всмежные пласты. Чаще всего это подземные складки или купола, имеющие песчаные пласты, перекрытые плохо проницаемыми глини- стыми отложениями. Газ в такие купола закачивают из магистрально- го газопровода, вытесняя тем самым имеющуюся в песчанике воду. Обычно в качестве хранилища выбирают геологическую структуру, где гидростатическое давление не превышает рабочее давление в га- зопроводе.

Герметичность выбранного подземного газохранилища прове- ряют по изменению давления в пласте после закачки опытной партии газа. Даже при использовании лучших вариантов хранилищ всегда наблюдаются потери газа, и это один из недостатков подземного хра- нения, с которым приходится мириться, поскольку наземное хранение больших (3–10 млн м3) количеств природного газа невозможно.

Сжиженные углеводородные газы, а также нестабилизированные газовые бензины (ШФЛУ) и газовые конденсаты хранят, как правило,

встальных цилиндрических или сферических резервуарах (емкостях). Горизонтальные цилиндрические емкости имеют объем от 10 до 200 м3 (давление в резервуаре 0,2; 0,7; 1,6 или 1,8 МПа), сферические емко- сти – от 400 до 1000 м3 (давление 0,3–0,6 МПа). Сферические емкости более трудоемки в изготовлении, однако удельный расход металла для таких резервуаров ниже.

161

Газ хранят либо при низком давлении и низкой температуре, ли- бо при обычной температуре, но повышенном давлении.

При изотермическом хранении газа его конденсируют охлажде- нием до отрицательных температур (глубина охлаждения зависит от углеводородного состава газа) и хранят в тонкостенном резервуа- ре, покрытом теплоизоляцией, под давлением, близким к атмосфер- ному. Низкая температура в резервуаре поддерживается за счет испа- рения части газа. Выходящие пары компримируют, конденсируют, после чего конденсат охлаждают и возвращают в емкость.

При изотермическом хранении газа применяются также резер- вуары с двойными стенками, пространство между которыми запол- няют негорючим материалом – перлитом. Для предотвращения кон- денсации влаги в пространство между стенками закачивают азот под давлением.

Изотермическое хранение газа возможно и в льдогрунтовых ре- зервуарах. Такие резервуары изготовляют следующим образом: в поч- ву по окружности закладывают морозильные трубы на глубину око- ло 45 м, затем пропускают через них циркулирующий морозильный агент до формирования «стенок» резервуара из промороженного грун- та. После выемки грунта из центра окружности полученный котлован перекрывают крышей с теплоизоляцией. Через год эксплуатации тако- го резервуара расход холода становится меньше, чем в наземном изо- термическом резервуаре.

162

Глава 5

ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ПЕРЕРАБОТКЕ

5.1. Вредные примеси в нефтях и их влияние на транспортировку и переработку нефти

Добываемая из недр Земли нефть, помимо различных жидких углеводородных гетеросоединений, содержит в своем составе газооб- разные (при нормальных условиях) углеводороды, растворенные

вжидкой составляющей нефти; Н2S, CО2, азот, гелий и другие неор- ганические газы; частицы песка, глины, кристаллы солей и другие мехпримеси; воду и растворенные в ней неорганические соли (пре- имущественно хлориды). Большая часть примесей уходит с углеводо- родными газами при сепарации нефти и в дальнейшем не оказывает существенного влияния на нефтепереработку (как правило, остаточ- ное содержание углеводородных газов в отсепарированной нефти не превышает 4 мас. %), однако механические примеси, вода и соли оказывают значительное негативное воздействие на процесс перера- ботки нефти, и в первую очередь – на процессы прямой перегонки.

Содержание мехпримесей в нефти, как правило, не превышает 1,5 мас. %, поэтому специально их не удаляют. Их отделение проис- ходит попутно с процессом обезвоживания нефти. Содержание же солей и воды колеблется в очень широких пределах. В частности, со- держание хлоридов может достигать 1800 мг/л и выше (общее коли- чество минеральных солей в добываемых нефтях может находиться

впределах от 3000 до 12000 мг/л), а воды – 98 мас. %, особенно если добыча нефти идет с применением различных видов заводнения про- дуктивных пластов.

Вто же время нефть, поступающая на НПЗ, должна содержать не более 40 мг/л солей и не более 0,2 мас. % воды (1 группа качества); не более 300 мг/л солей и не более 1,0 мас. % воды (2 группа качест- ва); не более 1800 мг/л солей и не более 1 мас. % воды (3 группа каче- ства) (табл. 5.1). В основном на НПЗ поступает нефть 1 и 2 группы (нефть 1 группы качества – до 85 мас. %).

163

В чем же состоит вредное влияние, которое оказывают мехпри- меси, соли и вода на процессы переработки нефти?

Наличие механических примесей вызывает эрозию аппаратуры и трубопроводов, отложения в аппаратуре и особенно на поверхно- стях теплообмена, способствует повышению устойчивости эмульсии нефть–вода.

Содержащиеся в воде соли, особенно хлориды, при повышенной температуре (свыше 100 °С) подвергаются гидролизу с образованием хлороводородной кислоты, что, в свою очередь, усиливает коррозию аппаратуры. Из хлоридов особенно подвержен гидролизу МgCl2 – он гидролизуется на 90 %, СаСl2 – на 10 %, NaCl практически не гид-

Коррозия еще более усиливается, если в нефти есть Н2S. Серо- водород – очень агрессивный газ. Он реагирует с металлическими частями аппаратуры с образованием сульфида железа, который за- щищает металл от дальнейшей коррозии. Однако присутствие НCl

Образовавшийся FeCl2 растворяется в воде и уходит с поверхно- сти металла. Оголившийся металл вновь реагирует с Н2S.

164

Снижение содержания солей в нефти с 40–50 мг/л (1 группа ка- чества) даже до 3–5 мг/л на установках ЭЛОУ увеличивает межре- монтный пробег установки прямой перегонки нефти (АВТ) со 100 до 500 суток и более. Уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов в каталитических процессах, улучшается ка- чество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов.

Присутствующая в нефти вода, с одной стороны, приводит к не- производительным расходам при перекачке обводненной нефти с промысла на НПЗ, а с другой – усиливает коррозию аппаратуры, приводит к вспениванию, ухудшающему процесс ректификации при прямой перегонке нефти на установках АВТ.

Поступающая на НПЗ с промысла нефть по своим параметрам непригодна для дальнейшей переработки, в связи с чем подвергается дополнительной подготовке в условиях завода на установках ЭЛОУ. В соответствии с современными требованиями нефть после ЭЛОУ должна содержать в своем составе не более 3–5 мг/л солей и не бо- лее 0,1 % воды (2 группа); менее 3 мг/л солей и 0,1 % воды (1 группа). Содержание мехпримесей должно быть практически равно нулю.

5.2. Дегазация и стабилизация нефти. Потери легких фракций нефти

при ее транспортировке и хранении

Нефть может содержать в своем составе значительное количест- во растворенных (попутных) газов, которые, в свою очередь, пред- ставляют ценное сырье для нефтехимической промышленности или могут использоваться в качестве топлива, в связи с чем потеря этих компонентов весьма нежелательна.

Кроме того, потеря легких компонентов нефти приводит к за- грязнению воздушного бассейна, что повышает пожароопасность вблизи промыслов и резервуарных парков, ухудшает экологическую обстановку.

Для сокращения потерь от испарения легких фракций и улучше- ния условия транспортирования добываемую нефть подвергают дега- зации и стабилизации. Если нефть не стабилизировать и не применять

165

комплекс мер для предотвращения потерь легких фракций, то на пути от промысла до НПЗ из нее может потеряться до 2 мас. % легких уг- леводородов.

С учетом степени герметизации современных систем сбора нефти на промысле и ее транспортирования на НПЗ основным источником потерь газообразных углеводородов выступают, главным образом, ре- зервуарные парки, где легкие фракции теряются за счет испарения при больших (операции заполнения и опорожнения резервуаров) и малых дыханиях резервуаров (суточные дыхания за счет изменения темпера- туры окружающей среды). Причем величина этих потерь определяется вместимостью резервуаров, оборачиваемостью резервуарных парков и другими причинами.

Попутный газ отделяется от нефти в два этапа, разнесенных во времени и пространстве: первый этап осуществляется при промы- словой подготовке нефти в сепараторах различного давления гравита- ционным разделением. При этом в нефти остается до 1,5–2,0 мас. % растворенных углеводородов С1–С4. Для более глубокого извлечения легких фракций нефть направляют на специальные стабилизационные установки, в состав которых входят ректификационные колонны. Про- дуктами этих установок являются стабильная нефть и газоконденсат.

При анализе влияния различных параметров на сепарацию пре- жде всего определяют полноту извлечения газа из нефти и унос капе- лек нефти вместе с газом. Эти показатели зависят от числа ступеней сепарации, давления по ступеням сепарации, температуры и объёма поступающей нефтегазовой смеси и конструкции сепараторов.

Обычно газ отделяют от нефти в две или три ступени под не- большим давлением или при разряжении: первая ступень – 0,7– 0,4 МПа, вторая – 0,27–0,35 МПа, третья – 0,1–0,2 МПа. Сепараторы первой ступени, выполняющие одновременно роль буферных емко- стей, находятся, как правило, непосредственно на месторождении, сепараторы второй и третьей ступеней – обычно на территории цен- тральных сборных пунктов, товарных парков и площадок для подго- товки и перекачки нефти.

166

Для отделения нефтяного газа от капель жидкости на промыслах устанавливают газовые сепараторы, оборудованные фильтрами гру- бой и тонкой очистки (насыпная насадка из колец Рашига, металличе- ская стружка, проволочная сетка и другие материалы). Однако даже при трехступенчатой сепарации не достигается полное отделение газа от нефти.

Применение многоступенчатой сепарации при высоких усть- евых давлениях скважин имеет ряд преимуществ перед одноступен- чатой, а именно:

–увеличивается количество товарной нефти за счет сохранения легких углеводородов;

–нефть становится менее плотной и вязкой;

–используется энергия пласта при транспортировке нефтяного газа первых ступеней сепарации;

–уменьшается содержание тяжелых углеводородов в нефтяном

газе первых ступеней сепарации.

Получить абсолютно стабильную нефть, т.е. совершенно не спо- собную испаряться в атмосферу, практически невозможно. Даже сни- жение давления ее паров до 0,002 МПа, на которое рассчитана дыха- тельная аппаратура резервуаров, не исключает потери нефти от испа- рения при больших и малых дыханиях резервуаров.

Все существующие методы борьбы с потерями легких фракций нефти можно разделить на активные и пассивные.

Кактивным относятся, прежде всего, дегазация и стабилизация нефти при повышенной температуре.

Кпассивным методам следует в первую очередь отнести уст- ройства понтонных и плавающих крыш резервуаров, устройство га- зоуравнительной системы или системы сбора продуктов испарения

вобщий газгольдер и другие.

Использование промысловой дегазации и стабилизации нефти относится к радикальным решениям уменьшения потерь легких угле- водородов при ее движении с промысла на НПЗ.

Рассмотрим технологическую схему дегазации и стабилизации нефти с небольшим газовым фактором (рис. 5.1).

167

Согласно схеме нефть из скважин первоначально поступает в трапы-сепараторы высокого и низкого давления, где происходит от- деление от нее основной массы растворенных газов. По схеме посту- пающая из скважины нефть (I) в трапах-сепараторах высокого (2)

инизкого (3) давления разделяется на нефть и газ, направляемый на ГПЗ (потоки II и III соответственно). Дегазированная нефть подверга- ется дополнительной стабилизации в колонне 4. Легкие углеводороды с верха колонны 4 конденсируются в холодильнике-конденсаторе 8

иразделяются в газосепараторе 6 на газ (IV) и газовый бензин (V), идущие на ГПЗ. Так как газ (IV) достаточно тяжелый и имеет низкое давление, его компримируют в компрессоре 7. С низа колонны 4 ухо- дит дегазированная стабильная нефть.

Если нефть имеет большой газовый фактор, то и после проведе- ния дегазации в нефти остается еще большое количество легких угле- водородов (С1–С4) и ее подвергают глубокой стабилизации (при по- вышенной температуре) с целью удаления из нее углеводородов С3–С4

ичасти газового бензина.

Рис. 5.1. Схема дегазации и стабилизации нефти с невысоким газовым фактором: 1 – нефтяная вышка; 2, 3 – газоконденсаторы высокого и низкого давления;

4 – ректификационная колонна-стабилизатор; 5 – кипятильник; 6 – сепаратор; 7 – компрессор; 8 – конденсатор-холодильник.

I – нефть из скважины; II–IV – газы на ГПЗ; V – газовый бензин;

VI – дегазированная (стабилизированная) нефть

168

Рассмотрим технологическую схему 2-ступенчатой стабилиза- ции нефти (рис. 5.2). Согласно схеме нефть после дегазации в сепара- торе 1 попадает в ректификационную колонну 2. Легкие фракции с верха колонны конденсируются в конденсаторе 8, проходят сепара- тор 3, где дополнительно отделяются легкие углеводороды (III), а бензиновую фракцию направляют на стабилизацию в колонну 4, где ее разделяют на газ (IV), сжиженный газ (V) и стабильный бен- зин (VI), уходящий с низа колонны 4. С низа колонны 2 получаем стабильную нефть. Для подвода тепла в колонны в схеме использова- ны печь 6 и теплообменник (ребойлер) с паровым пространством 7.

Дегазированная и стабилизированная нефть может содержать в своем составе еще достаточное количество легких (газообразных) компонентов, которые могут теряться при транспортировке и хране- нии нефти.

Основной путь снижения потерь легких фракций – это примене- ние герметизированных систем сбора продукции скважин и исполь- зование автоматизированных замерных установок закрытого типа.

Рис. 5.2. Схема двухступенчатой стабилизации нефти с высоким газовым фактором:

1, 3, 5 – сепараторы; 2, 4 – ректификационные колонны; 6 – печь; 7 – ребойлер; 8 – конденсаторы-холодильники.

I – нестабильная нефть; II–IV – углеводородный газ; V – сжиженный газ;

VI – стабильный бензин; VII – стабильная нефть

169

Основные потери легких фракций нефти происходят в резерву- арных парках за счет больших и малых дыханий резервуаров. Поэто- му мероприятия, связанные с ликвидацией или снижением потерь легких фракций, направлены в первую очередь на оптимизацию рабо- ты резервуарных парков.

К наиболее кардинальным методам снижения выбросов легких углеводородов из резервуаров можно отнести установку плавающих крыш и понтонов. Если эксплуатируются резервуары с открытой пла- вающей крышей и резервуары со стационарной крышей с установ- ленными внутри плавающими понтонами, то потери при малых и больших дыханиях в среднем ниже (до 80 %), чем при эксплуатации резервуаров без защитных покрытий.

Внутренние плавающие покрытия (понтоны), устанавливаемые

врезервуарах со стационарными крышами, применяют, прежде всего,

врегионах с холодным климатом.

Эффективность применения плавающих крыш в целом на 80– 96 % выше, чем резервуаров со стационарной крышей, особенно крыш с жидкостным затвором.

Существенное снижение потерь нефтепродуктов достигается и при использовании газоуравнительных систем, представляющих собой группу резервуаров, газовые пространства которых соединены с помощью трубопроводов и газопроводов.

Неплохие результаты даёт применение улавливания паров неф- тепродуктов струйным эжектором. Отсасываемые из газового про- странства резервуара летучие фракции смешиваются в камере с неле- тучим абсорбентом. Очищенная воздушная смесь направляется при этом в атмосферу. Отработанный абсорбент регенерируется десорб- цией и вновь используется. В качестве абсорбента применяются керо- син, дизельные фракции и др. Эффективность способа очистки со- ставляет 96–98 %.

Снижения потерь легких фракций нефти при хранении в резер- вуарах удается достичь за счёт применения экранов из пластмассовых шариков или плёнок на поверхности жидкости, а также благодаря хранению нефти или нефтепродуктов под давлением природных, по-

170