DSC06890.ВОРД.. T Fx л

• Название: T Fx л
• Дата: 30.03.2022
• Размер: 7.55 Mb.
• Имя файла: DSC06890.ВОРД..doc
• Тип: Курс лекций; #428334
• страница: 12 из 16

14



87

пластовой воды.

Технологические способы предупреждения отложения солей исключе­нием контакта пластовой воды со стенками трубопровода. Для этого повы­шают давление в системе или вводят свободный углекислый газ, или подка­чивают пресную воду. Добавление пресной воды снижает концентрацию би- карбонатных ионов НСО3- в водном растворе.

2. 
   ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ
   

На нефтяных месторождениях применяются следующие установки обезвоживания и обессоливания нефти:

1. 
   термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ);
   
2. 
   электрообессоливающие установки (ЭЛОУ). В термохимической ус­тановке обезвоживания нефти (рисунок 13.1) сырую нефть (нефтяная эмуль­сия) 1 из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают реагент-деэмульгатор
   

Рисунок 13.1 — Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти

В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия необходи мости нагрева нефтяной эмульсии до температуры выше 120 °C (при повы-

(CjjS) шенном давлении, чтобы не допустить вскипания воды). При меньших тем-

пературах нагрева вместо трубчатой печи 4 можно использовать пароподог-

88

кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет 4-10 ⁶ м²/с. Неустой­чивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает в отстойник 5, где расслаива­ется на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на де- эмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III насосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод.

Сырьевой резервуар 1 может работать как резервуар с предваритель­ным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, выходящей из отстой­ника 5 и содержащей реагент-деэмульгатор, подается в поток сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия, рисунок 13.1). В этом случае резер­вуар 1 оборудуют распределительным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способ­ствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии. От­делившаяся в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачи­вается на установку по подготовке сточных вод.

Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электро­обессоливающей установке (рис. 13.2). При этом для стабилизации обводнен­ности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится сту­пень теплохимического обезвоживания. Сырая нефть I из сырьевого резер­вуара 1 сырьевым насосом 2 прокачивается черезтеплообменник 3 и подог­реватель 4 и поступает в отстойник 5. Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят реагент-деэмульгатор II, поэтому в отстойнике 5 из сырой неф­ти выделяется основное количество пластовой воды. Из отстойника 5 нефть с содержанием остаточной воды до 1 - 2 % направляется в электродегидратор

8. 
   При этом перед электродегидратором в поток нефти вводят пресную воду III и деэмульгатор II, гак что перед обессоливанием обводненность нефти в зависимости от содержания солей доводится до 8 — 15 %. Соли растворяются
   

89

в пресной воде и после отделения воды от нефти в электродегидраторе нефть становится обессоленной. Сверху электродегидратора 8 выходит обезвожен­ная и обессоленная нефть, которая, пройдя промежуточную емкость 7, насо­сом 6 прокачивается через теплообменник 3, подогревая сырую нефть, и на­правляется в резервуар 9 товарной нефти. Вода IV, отделившаяся от нефти в отстойнике 5 и электродегидраторе 8, направляется на установку по подго­товке воды. Товарная нефть V насосом откачивается в магистральный нефте-





установки




Л
Т.;,Л

ЕМ

о

@2)
екция 14. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ

Процессы подготовки нефти - это обезвоживание, обессоливание, а также стабилизация нефти. Сущность стабилизации нефти заключается в от­делении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, уг лекис­лый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсив­ность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабатывающего завода.

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или ва­куумную, сепарацию и ректификацию.

П ри горячей, или вакуумной, сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой, наряду с пропан-бутановой фракцией, содержит­ся большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлече-

90

ние которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолеку­лярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего воз­вращения их в стабильную нефть используют следующие процессы:

1. 
   однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;
   
2. 
   фракционированную конденсацию с последующей компрессией га­зового остатка;
   
3. 
   абсорбцию или ректификацию.
   

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепара­цией и однократной конденсацией широкой газовой фракции приведена на рис.14.1. Сырая нефть I насосом 1 подается в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 4, поступает на стабилизацию.



Рисунок 14.1 - Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и однократной конденсацией широкой газовой фракции

При этом обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в паропо­догревателе 5 до температуры 80 - 120 °C и подвергается однократному ис­парению в сепараторе 6 при давлении 0,15 - 0,25 МПа, где от нее отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть 111, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает теп-

•в *


кг

Г» •

91

л
к.
о сырой нефти, и направляется в резервуар 2 стабильной нефти, Широкая газовая фракция IV, отделяемая от нефти в сепараторе 6, подвергается одно­кратной конденсации, для чего охлаждается в холодильнике 8 до температу­ры 30°С, при этом конденсируются высокомолекулярные углеводороды II (бензин), которые отделяются от газа в сепараторе 9, собираются в емкости бензина 10 и насосом 11 возвращаются в стабильную нефть для восстановле­ния ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из сепаратора 9, поступает на прием компрессора 12, в котором повышается давление газа до 0,5 - 1,7 МПа, в зависимости от расстояния до газоперерабатывающего завода. После компрессора газ проходит маслоотделитель 13, где отделяется смазоч­ное масло VII, уносимое газом из компрессора, конденсатор-холодильник 14 и сепаратор 15, в котором отделяется сконденсировавшийся в результате сжатия и охлаждения нестабильный конденсат VI. Нестабильный конденсат собирается в емкости 16, из которой насосом 17 перекачивается на газопере­рабатывающий завод. Туда же направляется и газ V, выходящий из сепарато­

ра 15.

При стабилизации нефти ректификацией всю нефть подвергают про­цессу ректификации, при этом обеспечивается четкое разделение углеводо­родов и достигается заданная глубина стабилизации нефти.

Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепара­цией и фракционированной конденсацией широкой газовой фракции приве­дена на рисунке 14.2.

Сырукгнефть I насосом 1 подают в теплообменник 3 и, пройдя блок обезвоживания й обессоливания 4, поступает на стабилизацию. Обезвожен­ная и обессоленная нефть нагревается в пароподогревателе 5 до температуры 80-120°С и подвергается однократному испарению в сепараторе 6 при дав­лении 0,15-0,25 МГ1а, где от нее отделяется широкая газовая фракция.

&§>





М




«У”


9

9.





ft

i





Рисунок 14.2 - Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и фракционированной конденсацией широкой газовой фракции




Снизу сепаратора 6 выводится стабильная нефть II, которая насосом 7 прокачивается через теплообменник 3, где отдает тепло сырой нефти, и на­правляется в резервуар 2 стабильной нефти. Широкая газовая фракция III, отделяемая от нефти в сепараторе 6, подвергается фракционированной кон­денсации в фракционирующем конденсаторе 8, который представляет собой вертикальный кожухотрубчатый теплообменный аппарат, в его межтрубном пространстве снизу вверх проходит широкая газовая фракция, а в трубном - сверху вниз - охлаждающая вода V. При охлаждении широкой газовой фрак­ции образуется углеводородный конденсат, который, стекая вниз по поверх­ности трубок, вступает в контакт с газом, вновь поступающим в аппарат. Между этими встречными потоками газа и конденсата происходит тепло- и массообмен, при котором часть высокомолекулярных углеводородов из газа переходит в конденсат, а часть низкомолекулярных углеводородов из кон­денсата переходит в газ. Таким образом, образуются конденсат с минималь­

ным содержанием низкомолекулярных углеводородов (метан-бутан) и газ с минимальным содержанием высокомолекулярных углеводородов (С₅+высшие). Конденсат IV направляется в стабильную нефть для пополне-

h"'

	it	?У
40**>«***>>	ч 4	9 • • t
1 ' ? f	* JL	• л ■

*

93


ния ее бензинового потенциала. Газ, выходящий из фракционирующего кон­денсатора 8, проходит сепаратор 9, где отделяется уносимый им капельный конденсат, и поступает на прием компрессора 10 с соответствующим числом ступеней сжатия, в зависимости от удаленности объектов газопотребления или газоперерабатывающего завода. Скомпримированный до соответствую­щего давления газ проходит маслоотделитель 11, где отделяется смазочное масло VIII, захватываемое в цилиндрах компрессора, конденсатор- холодильник 12, где охлаждается до 30 °C, и поступает в сепаратор 13, где от газа отделяется сконденсировавшийся нестабильный конденсат VII. Неста­бильный конденсат собирается в емкости 14, из которой насосом 15 перека­чивается на газоперерабатывающий завод. Газ VI, выходящий из сепаратора 13, направляется потребителю или на газоперерабатывающий завод. Стаби­лизация нефти сепарацией и абсорбцией широкой газовой фракции приведе-Рисунок 14.3 — Технологическая схема процесса стабилизации нефти горячей сепарацией и абсорбцией широкой газовой фракции

Сырая нефть I подается насосом 1 в теплообменник 4, и, пройдя блок обезвоживания и обессоливания 5, насосом 7 прокачивается через трубчатую печь 8, где нагревается до температуры 100 — 110 °C, и поступает в сепаратор 9, в котором от нефти отделяется широкая газовая фракция. Снизу сепарато-

I*..

*


др

94

pa 9 выходит стабильная нефть II, которая, отдав тепло сырой нефти в тепло­обменнике 4, направляется в резервуар стабильной нефти 2. Широкая газовая фракция III, выходящая сверху сепаратора 9, насосом 11 подается в низ аб­сорбера 10, в котором в результате процесса абсорбции из нее извлекаются высокомолекулярные углеводороды (бензиновая фракция). Сущность про­цесса абсорбции состоит в избирательном поглощении высокомолекулярных углеводородов из газа жидкостью, называемой абсорбентом. Переход высо­комолекулярных углеводородов из газа в жидкость обусловлен нарушением фазового равновесия при контакте газа с родственной жидкостью, в которой содержание поглощаемых компонентов мало.

В технологической схеме должен быть предусмотрен процесс десорб­ции абсорбента, т. е. обратного извлечения поглощенных им в абсорбере уг­леводородов. Абсорбент можно десорбировать либо ректификацией, либо выпаркой абсорбента. В рассматриваемой технологической схеме в качестве абсорбента используют стабильную нефть, которая насосом 3 прокачивается через холодильник 6 и подается на верх абсорбера 10. Таким образом, в аб­сорбере 10 происходит встречное днижение поднимающейся снизу вверх широкой газовой фракции и стекающей сверху вниз стабильной нефти (аб­сорбента). Для создания лучшего контакта встречных потоков жидкости и га­за в абсорбере применяют различные специальные устройства - тарелки, на­садки и др.

В результате абсорбции бензиновые углеводороды из широкой газовой фракции переходят в нефть, а легкие газообразные углеводороды IV"(ot ме­тана до бутана) выходят сверху абсорбера и направляются на газоперераба­тывающий завод. Процесс абсорбции (переход углеводородов из газообраз­ного состояния в жидкое) происходит с выделением тепла, поэтому абсор­бент, опускаясь вниз по абсорберу, разогревается, что приводит к снижению растворимости газов в нем. Для снижения температуры абсорбента проводят промежуточное его охлаждение. Для этого разогретый абсорбент забирается с определенного уровня абсорбера, прокачивается насосом 13 через холо-




95

дильник 12, и охлажденный абсорбент V возвращается в абсорбер.

Технологическая схема стабилизации нефти ректификацией приведена

на рисунке 14.4.




С
>■
ырая нефть I насосом 1 прокачивается через теплообменник 3, после чего проходит блок обезвоживания и обессоливания 4 и поступает на стаби­лизацию.

О
•»
безвоженная и обессоленная нефть нагревается в теплообменнике 5 до температуры 150 - 200°С за счет тепла отходящего потока стабильной нефти, при этом частично испаряется и в двухфазном парожидком состоянии поступает в питательную секцию ректификационной колонны 6. Ректифика­ция - это процесс многократного испарения и конденсации углеводородов, происходящий на специальных устройствах - ректификационных тарелках. Для его осуществления необходимо, чтобы в колонне было два встречных потока - жидкий и паровой и чтобы имелась разность температур при пере­ходе от одной тарелки к другой. Жидкий поток стекает сверху вниз ректифи­кационной колонны в результате подачи на верхнюю тарелку так называемо-

че