Физические методы удаления сероводорода. Отдувка нефти углеводородным газом, не содержащим сероводо род

Удаление сероводорода из нефти осуществляется при её сборе и подготовке на узлах сепарации, где сероводород выделяется из нефти вместе с другими нефтяными газами. Но эффективность процесса даже при горячей сепарации нефти не превышает 10-30 %.

Среди физических способов следует выделить три основных: сепарацию, ректификацию (отпарку), отдувку.

Возможны различные принципиальные технологические схемы очистки нефти от сероводорода. Наиболее простым из перечисленных способов является сепарация. В связи с этим при освоении нефтяных месторождений, содержащих сероводород, процесс сепарации нефти целесообразно ориентировать на максимально возможное его удаление. Теоретически вероятны следующие пути увеличения интенсивности извлечения сероводорода из нефти при сепарации:

• - сокращение числа ступеней сепарации;
• - снижения давления сепарации ниже атмосферного (вакуумирование);
• - повышение температуры процесса;
• - подача в нефть дополнительного объёма бессериистого газа (сепарация с отдувкой).

Эффективность перечисленных приемов неоднозначна. Так, было установлено, что сокращение числа ступеней сепара ции незначительно интенсифицирует извлечение сероводорода из нефти. Кроме того, на практике использование этого приема может привести к значительному увеличению себестоимости товарной нефти, так как оптимальное число ступеней сепарации принимается по минимальным удельным затратам.

При вакуумировании эффективность десорбции сероводорода почти линейно возрастает с увеличением глубины вакуума и достигает 60-65 % при давлении на ступенях сепарации 0,06 МПа (рис. 2.2). Более высокая эффективность очистки нефти от сероводорода (70-75 %) достигается на атмосферной ступени сепарации при повышении температуры нефти до 80°С.

Такие же результаты наблюдаются при смешении нефти на ступени сепарации

Рисунок 2.2 - Классификация методов удаления сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов

с бессернистым углеводородным газом в объёме 3-5 м³/м³ (рис. 2.2).

На месторождениях с высоким и аномально высоким содержанием сероводорода следует применять ректификацию (отпарку) и отдувку с использованием массообменной колонной аппаратуры, которые обеспечивают эффективность очистки нефти более 95 %.

При ректификации достигается глубокий отбор из нефти газообразных компонентов, и в том числе сероводорода. Последний извлекается в отгонной части ректификационной колонны при нагреве нефти от 120 до 280°С в зависимости от давления процесса. Давление может изменяться от 0,2 до 0,8 МПа. Верхняя укрепляющая часть колонны позволяет четко делить углеводородные компоненты и на эффективность извлечения сероводорода влияет слабо. В связи с этим способ очистки в отпарной колонне, не имеющей укрепляющей части, по эффективности следует считать близким к ректификации. К недостаткам данного способа относятся высокий температурный режим процесса, наличие громоздкого и металлоемкого теплообменного оборудования и сложность эксплуатации ректификационной колонны в связи с большим числом регулируемых параметров.

Наиболее простым в технологическом плане способом воздействия, не требующим больших материальных затрат, является отдувка сероводорода в подводящем нефтепроводе сепарационных установок или специальной десорбционной колонне.

Проведенный анализ физических способов извлечения сероводорода из нефти дает возможность рекомендовать несколько принципиальных технологических схем ее очистки от H2S, которые можно брать за основу при освоении новых и реконструкции старых объектов подготовки нефти (рис. 2.3).

Рисунок 2.3 - Варианты (I-VI) принципиальных технологических схем очистки нефти от сероводорода для объектов промысловой подготовки нефти: 1, 2, 3 - сепараторы соответственно высокого, низкого давлений и горячей ступени; 4, 5 - соответственно вакуумный и дополнительный сепараторы; 6 - насос; 7 - подогреватель; 8 - теплообменник; 9 - эжектор; 10 - колонна; Н - нефть со скважины; Т.н. - товарная нефть; Г - газ отдувки.

Все схемы имеют две ступени сепарации при температуре 25 и 28°С и давлении соответственно 0,6 и 0,105 МПа.

Схема II включает горячую ступень сепарации при давлении 0,105 МПа и температуре 40°С.

Схемы III-V дополнены технологическими приемами, интенсифицирующими извлечение сероводорода из нефти при сепарации: III - вакуумирование при давлении 0,06 МПа; IV -нагрев до температуры 80°С; V - подача бессернистого газа объемом 10 м³/м³ перед дополнительной ступенью сепарации при давлении 0,105 МПа и температуре 40°С. Схема VI является обобщающей, так как включает один из способов очистки нефти от сероводорода в массообменном колонном аппарате, т.е. ректификацию, отпарку, отдувку.

Эффективность схем определена методом математического моделирования многокомпонентных межфазных процессов для 14 видов нефтей с различными физико-химическими свойствами и содержанием сероводорода.

Результаты исследований представлены на рис. 2.4 в виде

Рисунок 2.4 - Зависимость остаточного содержания сероводорода в товарной нефти (Х_ост) от исходной мольной концентрации его в пластовой нефти (Х_исх)

зависимостей остаточного содержания сероводорода в товарной нефти Хост от исходной мольной концентрации его в пластовой нефти Хисх! номера кривых соответствуют номерам схем рис. 2.3. При Х_исх< 3 % они имеют прямолинейный характер.

Полученные данные с учетом требуемой нормы безопасного содержания сероводорода в товарной нефти (например, 100 мг/л) дают возможность ориентировочно установить область применения принципиальных технологических схем. Например, сепарация нефти с горячей ступенью (рис. 2.4, схема II) гарантирует остаточную концентрацию сероводорода в товарной нефти менее 100 мг/л первоначальной его мольной концентрации в пластовой нефти менее 0,8 %; схема VI с очисткой в специальном массообменном аппарате должна использоваться при мольном содержании сероводорода в пластовой нефти более 3 %. Область применения схемы VI значительно расширяется при ужесточении требований к качеству товарной нефти по остаточному содержанию сероводорода.

Технология отдувки нефти углеводородным бессерни-стым газом

Суть наиболее эффективной технологии отдувки сероводорода из нефти в десорбционной колонне заключается в противоточном пропускании газа, не содержащего сероводорода или с малым его содержанием, через объем нефти (рис. 2.5). Это позволяет за счет барботирования газом нефти и при контакте фаз на специальных насадках существенно увеличить поверхность раздела фаз газ-жидкость и, следовательно, увеличить межфазный массообмен. В этом случае химический состав и свойства нефти после обработки не меняются.

Отдувка сероводорода из нефти осуществляется в колонном аппарате после концевой ступени сепарации при противотоке поступающего снизу газа и подаваемой сверху нефти.

Нефть с температурой 50-60°С после электродегидраторов подастся под собственным давлением в верхнюю часть колонны отдувки 1, распределяется по специальной насадке и стекает в нижнюю часть колонны, откуда самотеком поступает в буферные емкости 9. Товарная нефть откачивается насосом 8. Сероводород отдувается в колонне газом, поступающим с установки сероочистки газа, движущимся в колонне в противотоке с нефтью. Газ после колонны отдувки, загрязненный ссроводородом, охлаждается до температуры не выше 25°С в холодильнике 5.

Рисунок 2.5 - Технологическая схема очистки нефти от H₂S отдувкой его в колонне: 1 - колонна отдувки; 2, 4 - счетчики-расходомеры; 3, 10 - регулирующие клапаны; 5 - аппарат воздушного охлаждения; 6 - конденсатосборник; 7 - насос откачки конденсата; 8 - насос; 9 - буферная емкость

Охлаждение осуществляется воздухом в аппаратах типа АВО или водой в кожухотрубчатых или пластинчатых теплообменниках. Конденсат отделяется в конденсатосборнике 6 и по мере накопления откачивается насосом 7. Газ после конденсатосборника направляется на установку сероочистки. С помощью счетчиков-расходомеров 2 и 4 контролируют расход газа и нефти. Система автоматики поддерживает соотношение расходов газ-нефть от 5:1 до 6:1 с помощью клапана 3 и уровень жидкости в отдувочной колонне с помощью клапана 10. Установлено, что при расходе отдувочного газа не менее 5 м³ на 1 т нефти концентрация в ней сероводорода снижается до 20-100 ppm.

Испытания технологии отдувки нефти от сероводорода с использованием колонных аппаратов с насадкой АВР, разработанных ООО «АВР-центр» (г. Самара), на Альметьевской ТХУ и НГДУ «Альметьевнефть», Миннибаевской УПВСН НГДУ «Ямашнефть» и Куакбашской УПВСН НГДУ «Ленинагорск-иефть», показали ее высокую эффективность (табл. 2.1). Как следует из таблицы, существенное значение при использовании технологии имеют такие параметры процесса, как температура нефти, давление в колонне и расход отдувочного газа.

Таблица 2.1 - Результаты испытаний технологии отдувки

Использование технологии отдувки позволяет полностью удалить сероводород из нефти, однако во многих случаях это может быть нецелесообразным. На рис. 2.6 представлена зави симость эффективности удаления сероводорода из нефти от расхода отдувочного газа, а на рис. 2.7 - зависимость массовых потерь нефти (уменьшение объема выхода нефти) от эффективности ее очистки при температуре нефти 40 и 60°С, избыточном давлении 0,02 МПа и исходной массовой доле сероводорода в нефти 400 ppm.

Рисунок 2.6 - Зависимость эффективности удаления сероводорода и массовой доли потерь нефти от удельного расхода

газа

Рисунок 2.7 - Зависимость массовой доли потери нефти от эффективности ее очистки

Как следует из рис. 2.6 и 2.7, основное количество сероводорода (92-97 % в зависимости от температуры нефти) может быть удалено при удельном расходе отдувочного газа порядка 3-9 м³/м³ нефти. Однако с повышением расхода газа резко снижается выход товарной нефти, который можно условно оценить массовыми потерями нефти, поскольку вместе с сероводородом из нее удаляется значительное количество пропанобутановых и бензиновых фракций. В связи с вышесказанным, процесс отдувки сероводорода целесообразно осуществлять до достижения эффективности очистки нефти не более 90 %. При этом удельный расход газа может быть снижен до 2-7 м³/м³ нефти, что является положительным фактором при реализации процесса в условиях удаленности установок очистки газа от сероводорода от промысловых объектов и недостаточно высокой пропускной способности системы газосбора.

Для предварительной оценки параметров эксплуатации десорбционной колонны на объектах ОАО «Татнефть» разработана программа для определения требуемого удельного расхода отдувочного газа при снижении массовой доли сероводорода в нефти с 550 до 95 млн'¹ в диапазоне температур её нагрева от 40 до 60°С и давлении от 0,12 до 0,16 МПа (рис. 2.8).

Рисунок 2.8 - Номограмма для выбора параметров отдувки сероводорода в десорбционной колонне

На рис. 2.9 представлена конструкция колонны, а также насадка АВР.

Рисунок 2.9 - Вертикальный колонный сепаратор глубокой дегазации нефти методом отдувки: 1 - штуцер вывода газа; 2 - эллиптическое днище; 3 - фланцевое соединение корпуса колонны с днищем; 4 - каплеотбойник; 5 - опора каплеотбойника; 6 - узел ввода нефти; 7 - пакет насадки; 8 - корпус колонны; 9 - опора насадки; 10 - узел ввода газа; 11 - штуцер вывода нефти; 12 - штуцер ввода нефти; 13 - верхний люк-лаз для монтажа оросителя; 14 - фланцевое соединение узла ввода газа; 15 - штуцер ввода газа; 16 - нижний люк-лаз для внутреннего осмотра колонны; 17 - зигзагообразная перегородка; 18 - струны

Номограмма (рис. 2.8) позволяет определить требуемый расход отдувочного газа для условий эксплуатации объектов ОАО «Татнефть».