Установки стабилизации нефти
Если нефть не подвергается стабилизации, то есть отделению легких газообразных углеводородов (от метана до пентана), или не принимаются другие меры по предотвращению их потерь, то на пути от промысла до НПЗ теряется до 2% этих фракций. Это, с одной стороны обуславливает большие экономические потери, с другой – приводит к значительному загрязнению окружающей среды.
Основные потери обусловлены испарением нефтей в узлах замера, на которых обычно установлены негерметичные мерники, при наливе, хранении в товарно-транспортных управлениях нефтеперерабатывающих заводов. Значительные количества потерь приходятся на нефтяные резервуары, где легкие фракции теряются за счет испарения при операциях заполнения-опорожнения резервуаров («большое дыхание») и суточного их «дыхания» за счет изменения температуры окружающей среды («малые дыхания»). Величина потерь зависит от вместимости резервуара, его оборачиваемости (числа заполнений-опорожнений) и климатических условий. Для нефтяного резервуара вместимостью 5000 м3 за счет «малого дыхания» теряется около 200 кг/сут, то есть 70 т/год, а для резервуара 15000-20000 м3 потери могут достигать 160-180 т/год.
Потери можно рассматривать как устранимые и неустранимые. Неустранимые находятся в полной зависимости от технического оснащения нефтепромысловых предприятий; их можно сократить до минимума при совершенствовании техники и технологии процессов нефтедобычи (герметизации пути движения нефти с переходом на напорные и высоконапорные системы сбора нефти, мероприятия по полной герметизации резервуарных парков улавливанием из них выбрасываемых в атмосферу углеводородов, сокращение количества перевалок нефти и другие). Устранимые потери свидетельствуют о бесхозяйственности, неумелом использовании техники, нарушении элементарных правил эксплуатации и поддержания в должном состоянии промыслового оборудования, т.е. эти потери могут быть ликвидированы проведением обычных организационно-технических мероприятии (устранение течи, ремонт крыш, днищ и поясов, устранение дыхательных и огнезащитных клапанов, обвязка дыхательными линиями резервуаров и т.п.). Ликвидировать потери лёгких фракций можно в основном внедрением наиболее рациональных схем сбора нефти и газа, а также строительством объектов по стабилизации нефтей для их хранения и транспортировки.
Все существующие методы борьбы с потерями можно разделить на пассивные и активные.
К пассивным относятся методы, уменьшающие потери от «дыханий» резервуаров (устройство понтонных или плавающих крыш резервуаров), или центральный сбор паров «дышащих» резервуаров в общий газгольдер. Однако все эти решения не предотвращают потери от испарений при сливо-наливных операциях и перекачках нефти.
Активный метод – стабилизация нефти, при котором из нефти после ее промысловой подготовки извлекается значительная часть легких углеводородов, используемых далее как товарный продукт. Сущность стабилизации нефти заключается в отборе летучих углеводородов (депропанизации, дебутанизации), так как они по пути следования нефти, испаряясь, «провоцируют» потери углеводородов и более тяжёлых бензиновых фракций. При стабилизации нефтей наряду с удалением пропанов и бутанов извлекаются метан, пропан, этан и такие балластовые газы, как сероводород, углекислота и азот, что, сокращая потери лёгких фракций от испарения, исключает коррозию аппаратуры, оборудования и трубопроводов.
Получить абсолютно стабильную нефть, т.е. совершенно не способную испарятся в атмосферу невозможно. Поэтому понятие о стабильности нефтей условно и зависит от конкретных условии: летучести нефти, схемы её сбора, транспорта и хранения, уровни герметизации промысловых, транспортных сооружении, возможности реализации продуктов стабилизации, а также влияния стабилизации на бензиновый потенциал в нефти. Эти факторы должны определять глубину стабилизации нефтей.
Стабилизация нефти может применяться для снижения потерь лёгких фракций без частичного отбензинивания, хотя часто в процессе стабилизации предусматривается как частичное, так и полное отбензинивание стабилизируемых нефтей. За последнее время перед процессом стабилизации ставится более серьёзная задача - создание на основе этого процесса сырьевой базы для нефтехимической и химической промышленности.
Устанавливая целесообразность проведения стабилизации нефти и выбирая необходимую глубину извлечения легких фракций, не следует забывать и о выборе наиболее рационального места размещения узла стабилизации.
В зависимости от конкретных условии и требований, предъявляемых к стабилизации в части возможного использования продуктов установок, стабилизацию нефти проводят одним из следующих методов:
1) метод однократного испарения с отбором широкой фракции в сепараторах;
2) метод ректификации заключается в четком отборе на ректификационной колонне заданной фракции легких углеводородов. С интенсивным развитием нефтехимической промышленности и необходимостью обеспечения ее сырьевой базой этот способ получил широкое распространение, особенно при подготовке малосернистых нефтей (серы в нефти не более 2% мас.).
В сепараторах газ обычно отделяют от нефти в две или три ступени под небольшим давлением или при разрежении: 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 емкостей, находятся, как правило, непосредственно на месторождении, сепараторы второй и третьей ступеней — обычно на территории центральных сборных пунктов (товарных парков и площадок для подготовки и перекачки нефти).
Состав отсепарированного газа в зависимости от давления меняется следующим образом: при увеличении давления в сепараторе уменьшается содержание пропанов, бутанов, пентанов и высших углеводородов, увеличивается содержание метана.
На количество и состав выделяющегося газа существенно влияет температура сепарации. С повышением температуры увеличивается количество выделяющегося газа, а также содержание в нем тяжелых углеводородов. При изменении режима сепарации на практике, как правило, температуру нефтегазовой смеси искусственно не меняют. Поэтому влияние температуры на процесс сепарации связано с изменением температуры окружающей среды и дебита скважин.
Для отделения нефтяного газа от капель жидкости на промыслах устанавливают газовые сепараторы, оборудованные фильтрами грубой и тонкой очистки из колец Рашига, металлической стружки, проволочной сетки и других материалов. Однако даже при трехступенчатой сепарации полное отделение газа от нефти не достигается. Кроме того, следует отметить, что, несмотря на совершенствование техники и технологии сепарации нефти и газа, промысловые сепараторы остаются громоздкими и дорогостоящими аппаратами. Их работа основана на малоэффективном гравитационном принципе, и они малопроизводительны; сепараторы перестают работать, когда нефтегазовая смесь образует пену. Потеря энергии, заключенной в нефтегазовом потоке, при снижении давления в ступенчатом разгазировании приводит к необходимости применения в дальнейшем для сбора и транспорта нефти и газа дополнительно насосных и компрессорных агрегатов.
Сепаратор (рисунок 3.5) представляет собой горизонтальный аппарат, внутри которого непосредственно у вводного штуцера смонтированы сливные полки, обеспечивающие выделение основного количества газа. У штуцера выхода газа смонтированы вертикальный и горизонтальный фильтры очистки газа (каплеотбойники). Штуцер выхода нефти оборудован устройством, предотвращающим образование воронки.
Нефтегазовая смесь поступает через вводный штуцер на сливные полки, где и происходит основное отделение газа. Далее нефть движется по аппарату, занимая по высоте приблизительно половину его высоты, при этом из нефти выделяется газ, не успевший выделиться ранее. Выделившийся газ, вместе с частицами нефти, которые находятся во взвешенном состоянии, поступает на фильтры грубой и тонкой очистки газа. Очищенный газ через штуцер выхода газа выводится из аппарата. Дегазированная нефть через штуцер выхода нефти, расположенный в нижней части, также выводится из сепаратора. Для увеличения их производительности непосредственно на промыслах устанавливают устройства предварительного отбора газа.
Для увеличения глубины и улучшения качества сепарации в Татарстане используют ввод горячих дренажных вод перед сепарацией. Таким образом утилизируют тепло, увеличивают отбор газа, интенсифицируют процесс деэмульсации нефти, повышают качество сбрасываемой пластовой воды, уменьшают капиталовложения, затраты на энергоресурсообеспечение процессов и значительно улучшают условия охраны окружающей среды.
На рисунке 3.6 представлен трехфазный сепаратор для разделения нефти, газа и воды.
Рисунок 3.5 – Сепаратор НГС-11-0, 6-2400.
Назначения штуцеров: 1 – ввод нефтяной эмульсии, 2 – выход газа; 3 – выход эмульсии; 4 – дренаж; 5 – люк-лаз; 6 – для предохранительного клапана; 7,8 - каплеотбойники.
Рисунок 3.6 – Сепаратор трехфазный:
1 - корпус, 2 - ввод эмульсии, 3 - вывод газа, 4 - вывод нефти, 5 - вывод воды, 6 - устройство приема газожидкостной смеси, 7 - перегородка, 8 - система гидродинамического распределения и коалесценции, 9 - устройство улавливания капельной жидкости.
Для более глубокого извлечения легких фракций нефть направляют на специальные стабилизационные установки, в состав которых входят ректификационные колонны. Ректификация - это многократное испарение и конденсация на тарелках с четким разделением углеводородов. На стабилизационных установках все шире внедряют способ ректификации, позволяющий регулировать необходимую глубину извлечения того или иного компонента в зависимости от поставленной задачи (депропанизация, дебутанизация, и депентанизация). Ректификацию нефти проводят в колоннах при температуре 150 - 250 °С.
В основу процесса ректификации положено равновесие паровой и жидкой фаз, осуществляемое с выравниванием температуры и давления с обязательным перераспределением компонентов между ними.
Ректификационная колонна имеет специальные тарелки, которые представляют собой перфорированные плоские отсеки с патрубками. На тарелках при помощи специальных переливных устройств поддерживается постоянный уровень жидкости, избыток который отводится по сливным стаканам с тарелки на тарелку. Через специальные отверстия, щели на тарелках движутся пары. Для нормального протекания процесса требуется поддержание тесного контакта между движущимися парами и жидкостью. Паровая фаза движется снизу наверх, а жидкая фаза - сверху вниз (рис. 3.7).
На каждой тарелке происходит тепло- и массообмен между фазами. При этом паровая фаза обогащается низкокипящими компонентами и обедняется высококипящими компонентами. Жидкая фаза наоборот обогащается высококипящими и обедняется низкокипящими компонентами. Колонна, в которой осуществляется процесс ректификации, состоит из двух частей: концентрационной, расположенной выше ввода сырья и отгонной -ректификация жидкой фазы.
Стабилизацию нефти путем ректификации можно осуществлять по следующим схемам:
- стабилизация без "горячей струи";
- стабилизация с "горячей струей";
- стабилизация в двухколонном блоке.
Рисунок 3.7 – Схема движение паровых и жидких потоков на колпачковых тарелках.
Каждая из схем стабилизации нефти имеет свои преимущества и недостатки и может быть принята в зависимости от физико-химических свойств нефти и многих других факторов, которые должны быть положены в основу технико-экономического расчёта, определяющего приемлемость схем. Соответствующие схемы приведены в разделе 7.
Нефть перед ректификационными колоннами нагревается до более высоких температур, чем при сепарации, а нагрев осуществляется в специальных аппаратах – в печах.
В блоках стабилизации путем ректификации обычно применяются высокопроизводительные печи пламенного горения типа «двускатные шатровые» или ПБ. При стабилизации сернистых и высокосернистых нефтей путем сепарации, где нагрев потока не более 800С, используют мобильные трубчатые блочные печи типа ПТБ-10 (рис. 3.8, 3.9), ПТБ-5 (рис. 3.10, 3.11), где цифра обозначает теплопроизводительность.
Рисунок 3.8 – Печь ПТБ-10. Поперечное сечение теплообменной камеры:
1 – запальник; 2 – подача газа; 3 – подача воздуха; 4 – корпус циклонной горелки; 5 – сопло горелки; 6 – теплообменные трубы; 7 – теплоизоляция.
Рисунок 3.9 – Печь ПТБ-10. Внешний вид:
1 – утепленное укрытие; 2 – ввод холодной нефтяной эмульсии; 3 – вывод нагретой нефтяной эмульсии; 4 – дымовые трубы; 5 – камера теплообменников; 6 – блок основания печи.
Блочная трубчатая печь ПТБ-10 представляет собой комплекс, состоящий из двух основных блоков: печи трубчатой ПТ-10 и блока управления и сигнализации БУС-10.
Внутри теплообменной камеры расположены четыре змеевика, состоящие из стальных бесшовных труб диаметром 159 мм со спиральным оребрением и двойников. Змеевики расположены парами, симметрично, слева и справа от продольной оси теплообменной камеры. Змеевиковые трубы по концам и в середине опираются на трубные доски из жаростойкой стали.
На нижней стенке (полу) теплообменной камеры установлены четыре сопла-конфузора для ввода продуктов сгорания в камеру и направляющие для улучшения инжекции рециркулируемых дымовых газов. Для выхода дымовых газов из камеры в нижней части боковых стенок каркаса предусмотрены дымоходы, к фланцам которых крепятся дымовые трубы.
Принцип работы теплообменной камеры заключается в том, что от горячих продуктов сгорания теплота через стенки труб змеевиков передается подогреваемой среде. Раскаленные продукты из камер сгорания через 4 сопла-конфузора в виде плоских струй поступают во внутреннее пространство теплообменной камеры. Струи инжектируют уже охлажденные дымовые газы из нижних боковых зон теплообменной камеры, создавая интенсивную рециркуляцию продуктов сгорания, смешиваются с ними и охлаждаются. Таким образом, трубы змеевика омываются охлажденными продуктами сгорания с температурой 700-9000С.
Холодная нефтяная эмульсия насосом подается во входной коллектор теплообменной камеры. Из входного коллектора нефтяная эмульсия поступает в нижние ветви четырех змеевиков, расположенных параллельными рядами в теплообменной камере, проходит по ним и собирается в выходном коллекторе.
При своем движении по змеевикам нефтяная эмульсия нагревается за счет теплоты продуктов сгорания топливного газа, сжигаемого в камерах сгорания. Подогретая до необходимой температуры нефтяная эмульсия из печи поступает в трубопровод.
Рисунок 3.10 – Печь ПТБ-5-40А. Поперечное сечение теплообменной камеры:
1 – каркас; 2 – обшивка внешняя; 3 – тепловая изоляция; 4 – обшивка внутренняя; 5,6 – доска трубная; 7 – змеевик однорядный; 8 – змеевик двухрядный; 9 – камера сгорания; 10 – перегородка; 11 – труба дымовая; 12 – контроль пламени.
Рисунок 3.11 – Печь ПТБ-5-40А. Внешний вид:
1 – камера теплообменная; 2 – блок основания печи; 3 – блок вентиляторного агрегата.
