способ подготовки сероводородсодержащей нефти

Формула изобретения

Способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий очистку нефти от сероводорода ступенчатой сепарацией с последующим окислением сероводорода кислородом воздуха, растворенным в сырье под давлением до 2,5 МПа, в присутствии водно-щелочных или водно-аммиачных растворов фталоцианиновых катализаторов при температуре 20-70°С и далее сепарацию газа в сепараторах высокого и низкого давления, отличающийся тем, что устанавливают дополнительный узел десорбционной очистки, при этом на очистку нефти от сероводорода ступенчатой сепарацией и окислением подают 40-60% от общей массы очищаемой нефти с последующей сепарацией газа в сепараторе высокого давления - 1-й поток, в дополнительный узел десорбционной очистки подают 40-60% от общей массы очищаемой нефти - 2-й поток, после чего потоки нефтей смешивают и направляют в сепаратор низкого давления, причем для отдувки в дополнительном узле десорбционной очистки нефти используют газ с сепаратора высокого давления, а смесь газов с узла десорбционной очистки и сепаратора низкого давления применяют в качестве топлива для нагрева нефти.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к способам подготовки сероводородсодержащей нефти с высокой концентрацией сероводорода и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке сероводородсодержащих нефтей, преимущественно на объектах, система нефтесбора которых предусматривает подачу нефти с одной установки подготовки на другую, не имеющих системы газосбора.

Известен способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода, включающий окисление сероводорода кислородом воздуха в присутствии водно-щелочного раствора фталоцианинового катализатора (пат. RU № 2109033, МПК C10G 27/10, опубл. 20.04.1998 г., Бюл. № 11).

Недостатком данного способа является то, что после окисления сероводорода кислородом воздуха продукты их взаимодействия оказывают значительное влияние на результаты определения концентрации хлористых солей в товарной нефти по ГОСТ 21534-76, проявляющееся в их увеличении, а в ряде случаев отсутствии возможности их определения. Газ сепарации, выделившийся из нефти при давлении 0,5-0,8 МПа, после окисления сероводорода содержит значительное количество азота, а также углеводороды. Транспортирование или использование этого газа для нагрева нефти нецелесообразно, что предопределяет необходимость его сжигания на факеле.

Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию, отдувку углеводородным газом в десорбционной колонне, последовательный ввод в нефть при перемешивании азотсодержащего основного и/или щелочного реагента и окислителя с последующей сепарацией (пат. RU № 2196804, МПК C10G 27/06, опубл. 20.01.2003 г., Бюл. № 2).

Недостатком данного способа является то, что при проведении отдувки нефти газом, не содержащим сероводорода, образуется значительное количество сероводородсодержащего газа. На объектах подготовки сероводородсодержащей нефти, не имеющих системы газосбора, сероводородсодержащий газ с десорбционной колонны сжигают на факеле. При этом на факеле сжигают как легкие углеводороды C_1-3, так и ценные бензиновые фракции, входящие в состав газа сепарации и отдувки. Это приводит к существенному снижению выхода товарной нефти, а сжигание значительного количества сероводородсодержащего газа на факелах - к загрязнению окружающей среды сернистыми соединениями.

Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ступенчатую сепарацию, отдувку в концевой ступени сепарации с последующим окислением сероводорода кислородом воздуха, растворенным в сырье под давлением до 2,5 МПа, в присутствии водно-щелочных или водно-аммиачных растворов фталоцианиновых катализаторов (каталитический комплекс - КТК) при температуре 20-70°C и далее сепарацию газа в сепараторах высокого и низкого давления, причем для отдувки в концевой ступени сепарации используют газ с сепаратора высокого давления (пат. RU № 2269566, МПК C10G 27/06, опубл. 10.02.2006 г., Бюл. № 4).

Недостатком указанного способа является то, что окисление сероводорода кислородом воздуха в присутствии водно-щелочных или водно-аммиачных растворов фталоцианиновых катализаторов приводит к ухудшению качества товарной нефти вследствие загрязнения продуктами реакции, в результате чего в ней увеличивается «мнимое» количество хлористых солей. При промысловой подготовке нефти концентрация хлористых солей в ней после ступени обессоливания в большинстве случаев составляет 60-70 мг/дм ³. При этом установлено, что при окислении 100 млн ^-1 сероводорода в нефти кислородом концентрация хлористых солей в ней за счет привнесения «мнимых» солей в виде продуктов реакции сероводорода с кислородом при проведении анализа увеличивается на величину около 15 мг/дм³. Эффективность отдувки сероводорода из нефти в концевой ступени сепарации в большинстве случаев не превышает 40%. Поэтому при очистке нефти с массовой долей сероводорода 500 ppm и более велика вероятность превышения концентрации хлористых солей в товарной нефти требуемого ГОСТ Р 51858-2002 значения, равного 100 мг/дм³. Также недостатком способа является высокий расход водно-щелочных или водно-аммиачных растворов фталоцианиновых катализаторов и, как следствие, значительные эксплуатационные затраты на подготовку сероводородсодержащей нефти.

Техническими задачами предлагаемого способа являеются повышение качества товарной нефти за счет эффективной подготовки сероводородсодержащей нефти путем доведения концентрации хлористых солей до первой группы ГОСТ Р 51858-2002 - ниже 100 мг/дм³ при сохранении эффективности ее очистки от сероводорода, а также снижение расхода КТК.

Поставленные технические задачи решаются описываемым способом подготовки сероводородсодержащей нефти, включающим очистку нефти от сероводорода ступенчатой сепарацией с последующим окислением сероводорода кислородом воздуха, растворенным в сырье под давлением до 2,5 МПа, в присутствии водно-щелочных или водно-аммиачных растворов фталоцианиновых катализаторов при температуре 20-70°C и далее сепарацию газа в сепараторах высокого и низкого давления.

Новым является то, что устанавливают дополнительный узел десорбционной очистки, при этом на очистку нефти от сероводорода ступенчатой сепарацией и окислением подают 40-60% от общей массы очищаемой нефти с последующей сепарацией газа в сепараторе высокого давления - 1-й поток, в дополнительный узел десорбционной очистки подают 40-60% от общей массы очищаемой нефти - 2-й поток, после чего потоки нефтей смешивают и направляют в сепаратор низкого давления, причем для отдувки в дополнительном узле десорбционной очистки нефти используют газ с сепаратора высокого давления, а смесь газов с узла десорбционной очистки и сепаратора низкого давления применяют в качестве топлива для нагрева нефти.

Сущность предложения заключается в следующем.

При подготовке сероводородсодержащей нефти на ее очистку от сероводорода сепарацией и окислением подают 40-60% от общей массы очищаемой нефти - 1 поток. После окисления сероводорода поток нефти направляют в сепаратор высокого давления. Абсолютное давление в нем поддерживают на уровне 0,15-0,3 МПа. Для повышения качества товарной нефти устанавливают дополнительный узел десорбционной очистки, например десорбционную колонну, в которую подают 40-60% от общей массы очищаемой нефти - 2-й поток. Отдувку сероводорода из нефти в дополнительном узле десорбционной очистки осуществляют газом с сепаратора высокого давления. После очистки потоки нефтей смешивают и направляют в сепаратор низкого давления. Смесь газов с сепаратора низкого давления и узла десорбционной очистки используют для нагрева нефти.

Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти представлен на чертеже, где 1 - подающий трубопровод первого потока нефти, 2 - нефтегазовый сепаратор концевой ступени сепарации, 3 - реактор, 4 - узел дозирования каталитического комплекса, 5 - смеситель, 6 - трубопровод подачи окислителя, 7 - нефтегазовый сепаратор высокого давления, 8 - нефтегазовый сепаратор низкого давления, 9 - подающий трубопровод второго потока нефти, 10 - узел десорбционной очистки нефти, 11 и 12 - газопровод, 13 - трубопровод отвода товарной нефти.

Способ подготовки сероводородсодержащей нефти осуществляют следующим образом.

Сероводородсодержащая нефть после ступеней глубокого обезвоживания и обессоливания по отдельному трубопроводу 1 в количестве 40-60% от массы очищаемой нефти - 1-й поток подают в сепаратор 2 концевой ступени сепарации и далее на окисление сероводорода кислородом воздуха в реактор 3. С узла дозирования 4 в сероводородсодержащую нефть вводят КТК. В связи с тем что на окисление подают 40-60% от массы очищаемой нефти, значительно снижается КТК и, как следствие, затраты на подготовку (очистку) серо-водородсодержащей нефти. Затем нефть поступает в смеситель 5, в котором происходит эффективное перемешивание КТК с нефтью. Далее в сероводородсодержащую нефть по трубопроводу 6 подают окислитель, после чего нефть поступает в реактор 3. После реактора 3 поток нефти направляют в нефтегазовый сепаратор 7 высокого давления.

Второй поток сероводородсодержащей нефти после ступеней глубокого обезвоживания и обессоливания по отдельному трубопроводу 9 в количестве 40-60% от массы очищаемой нефти подают в дополнительный узел десорбционной очистки нефти 10, куда по газопроводу 11 поступает газ с сепаратора высокого давления 7. Поток нефти после узла десорбционной очистки 10 и сепаратора высокого давления 7 смешивают и направляют в сепаратор низкого давления 8. Смесь газов с узла десорбционной очистки 10 и сепаратора низкого давления 8 отводят по газопроводу 12 и используют в качестве топлива для нагрева нефти.

Для предотвращения превышения концентрации хлористых солей в товарной нефти значения 100 мг/дм³ подготовку сероводородсодержащей нефти проводят двумя потоками с использованием дополнительного узла десорбционной очистки, что позволяет минимизировать влияние продуктов реакции сероводорода с кислородом на результаты определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76, а также обеспечить необходимое качество товарной нефти как по концентрации хлористых солей - ниже 100 мг/дм³, так и по массовой доле сероводорода в нефти - ниже 100 ppm.

Предлагаемый способ апробирован в лабораторных условиях и иллюстрируется следующими примерами.

Опыты № 1 и 2 выполняют согласно наиболее близкому аналогу предлагаемого способа. Сероводородсодержащую нефть плотностью 915 кг/м ³ и вязкостью 130 мПа·с с массовой долей сероводорода 530 ppm, отобранную после ступени обессоливания, при температуре 60°C загружают в термостатированную модель сепаратора после предварительной ее продувки в течение 15 мин углеводородным газом, не содержащим сероводорода. Продувка газом необходима для удаления воздуха из модели сепаратора и предотвращения окисления сероводорода кислородом воздуха. Процесс сепарации нефти проводят при давлении 0,15 МПа. Сероводородсодержащий газ, выделившийся в процессе сепарации нефти, пропускают через два последовательных дрекселя с раствором ацетата кадмия для поглощения сероводорода из газа. Затем нефть загружают в реакционную камеру и при перемешивании в опыте № 1 вводят 25%-ный водный раствор аммиака, взятый из расчета 1,5 моль NH₄OH на 1 моль сероводорода, в опыте № 2 - 5%-ный водно-щелочной раствор, взятый из расчета 2,0 моль NaOH на 1 моль сероводорода. Далее в нефть подают сжатый воздух в опыте № 1 при давлении 0,6 МПа, в опыте № 2 - 2,5 МПа в количестве 1 моль кислорода на 1 моль сероводорода. Реакционную смесь перемешивают, после чего давление в реакционной камере снижают до 0,3 МПа. При указанном давлении отбирают газ сепарации, смешивают с исходной нефтью, проводят сепарацию нефти при давлении 0,15 МПа, окисляют сероводород кислородом воздуха, снижают давление в реакторе до атмосферного и определяют остаточную массовую долю сероводорода, а также концентрацию хлористых солей в нефти.

Условия и результаты опыта приведены в таблице.

Опыты № 3-7 выполняют согласно предлагаемому способу. Пробу сероводородсодержащей нефти, отобранную после ступени обессоливания, с массовой долей сероводорода 530 ppm разделяют на две пробы (два потока). Соотношения массы нефти по первому и второму потокам представлены в таблице. Первый поток загружают в термостатированную модель сепаратора. Процесс сепарации нефти проводят при давлении 0,15 МПа, затем загружают в реакционную камеру и при перемешивании вводят 25%-ный водный раствор аммиака, взятый из расчета 1,5 моль NH₄ OH на 1 моль сероводорода. Далее в нефть подают сжатый воздух при давлении 0,6 МПа в количестве 1 моль кислорода на 1 моль сероводорода. Реакционную смесь перемешивают, после чего давление в реакционной камере снижают до 0,3 МПа и отбирают газ. Вторую пробу нефти (второй поток) подают в верхнюю часть модели десорбционной колонны, а в нижнюю - газ, выделившийся при сепарации первого потока нефти при давлении 0,3 МПа. Далее потоки нефтей смешивают и проводят сепарацию нефти при атмосферном давлении.

Опыт № 8 выполняют согласно предлагаемому способу. Пробу сероводородсодержащей нефти, отобранную после ступени обессоливания, с массовой долей сероводорода 530 ppm разделяют на две пробы (два потока). Соотношения массы нефти по первому и второму потокам представлены в таблице. Первый поток загружают в термостатированную модель сепаратора. Процесс сепарации нефти проводят при давлении 0,15 МПа, затем загружают в реакционную камеру и при перемешивании вводят 5%-ный водно-щелочной раствор, взятый из расчета 2,0 моль NaOH на 1 моль сероводорода. Далее в нефть подают сжатый воздух при давлении 1,5 МПа в количестве 1 моль кислорода на 1 моль сероводорода. Реакционную смесь перемешивают, после чего давление в реакционной камере снижают до 0,3 МПа и отбирают газ. Вторую пробу нефти (второй поток) подают в верхнюю часть модели десорбционной колонны, а в нижнюю - газ, выделившийся при сепарации первого потока нефти при давлении 0,3 МПа. Далее потоки нефтей смешивают и проводят сепарацию нефти при атмосферном давлении.

Опыт № 9 проводят в последовательности, аналогичной опыту № 8. Отличием является то, что сжатый воздух подают при давлении 2,5 МПа. Повышение давления более 2,5 МПа нецелесообразно с точки зрения экономической эффективности, в частности увеличения энергетических затрат на фоне незначительного повышения степени очистки нефти от сероводорода.

Во всех опытах с водно-щелочным или водно-аммиачным растворами используют фталоцианиновый катализатор с удельным расходом 0,00075 кг на тонну нефти, которые в отдельности в смеси с указанным катализатором образуют каталитический комплекс - КТК.

Условия и результаты опытов приведены в таблице.

Данные, представленные в таблице, показывают, что в наиболее близком аналоге предлагаемого способа (опыты № 1 и 2) массовая доля сероводорода в нефти снижается до 80 ppm. При этом концентрация хлористых солей в нефти составляет 111 мг/дм³, что превышает нормативное значение, равное 100 мг/дм³.

Предлагаемый способ (опыты № 3-9) позволяет снизить остаточную концентрацию хлористых солей в нефти ниже 100 мг/дм³ (ГОСТ 21534-76) при сохранении эффективности очистки нефти от сероводорода. При подаче на сепарацию и окисление (первый поток) менее 40% от общей массы очищаемой нефти снижается эффективность очистки нефти от сероводорода, при подаче на сепарацию и окисление более 60% от общей массы очищаемой нефти концентрация хлористых солей в нефти превышает нормативное значение, равное 100 мг/дм³. При подаче в узел десорбционной очистки (второй поток) менее 40% от общей массы очищаемой нефти концентрация хлористых солей в нефти превышает 100 мг/дм³, при подаче более 60% снижается эффективность очистки нефти от сероводорода.

Таким образом, для доведения качества товарной нефти по остаточной концентрации хлористых солей ниже 100 мг/дм³ при сохранении эффективности очистки нефти от сероводорода на сепарацию и последующее окисление подают 40-60% от массы очищаемой нефти, в узел десорбционной очистки - 40-60% от массы очищаемой нефти. Проведение очистки нефти от сероводорода по предлагаемому способу приводит к уменьшению расхода КТК.

Предлагаемое сочетание физических и химического методов удаления сероводорода позволяет:

- повысить качество товарной нефти по остаточной концентрации хлористых солей при сохранении эффективности очистки от сероводорода;

- снизить расход КТК.

Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти технологичен и прост в исполнении. Его реализация возможна как на существующих УПВСН, так и на вновь проектируемых установках.

Таблица
Условия и результаты опытов
№ опыта	Условия проведения сепарации нефти							Удельный расход			Массовая доля H2S в нефти, ppm			Массовая доля H 2S в товарной нефти, ppm	Концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм3
	Соотношение расходов нефти, %		Температура, °C	Абсолютное давление, МПа				КТК, кг/т		воздуха, м3 /т	после КСУ (поз.2)	после реактора (поз.3)	после узла десорбционной очистки (поз.10)
				поз.2	поз.3	поз.8	поз.10
	1-й поток	2-й поток
															ДО окисления H2S	после окисления H2S
								водно-аммиачный	водно-щелочной
			Наиболее близкий аналог предлагаемого способа
1	100	0	60	0,15	0,30	0,10	-	0,45	-	0,85	410	140	-	80	70	111
2	100	0	60	0,15	0,30	0,10	-	-	0,64	0,85	410	140	-	80	70	111
			Предлагаемый способ
3	70	30	60	0,15	0,30	0,10	0,10	0,35	-	0,75	465	160	81	80	70	102
4	60	40						0,31	-	0,68		140	90	80		99
5	50	50						0,30	-	0,63		100	111	80		97
6	40	60						0,29	-	0,60		40	118	80		96
7	30	70						0,23	-	0,47		0	144	100		91
8	60	40						-	0,46	0,68		140	90	80		98
9	40	60						-	0,40	0,60		40	118	80		97