Переработка нефти

Введение

Добываемая нефть – смесь нефти, газа, минерализованной воды, механических примесей и других попутных компонентов – должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработано как сырье для получения товарной продукции – товарной нефти, нефтяного газа, а также пластовой и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.

Сбор добываемой нефти – это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта (ЦСП). Они транспортируются под действием:

   напора, обусловленного давлением на устье скважин, точнее, его превышением над атмосферным давлением;

   разностью геодезических отметок входной и выходной точек трубопровода;

   также при необходимости разностью геодезических отметок, создаваемого насосами.

Сбор должен сопровождаться точным замером продукции по каждой скважине с целью проектирования эксплуатации скважин, контроля и регулирования разработки месторождения.

Получение товарной продукции называют подготовкой добываемой нефти. Она включает технологические процессы:

      сепарации;

      стабилизации;

      обезвоживания (деэмульсации);

      обессоливание нефти;

     очистка сточной воды от эмульгированной нефти и механических примесей (шлама);

      осушка от водяного пара;

      очистка от сероводорода и диоксида углерода нефтяного газа.

Первичная подготовка добываемой нефти на промыслах вызвана необходимостью уменьшить транспортные расходы, предотвратить образование стойких эмульсий, уменьшить коррозионное разрушение внутрипромыслового, магистрального и заводского оборудования и трубопроводов при транспорте нефти, воды и газа.

В настоящее время сбор и подготовка нефти – не два последовательных процесса, а единая система перечисленных технологических процессов, когда сбор совмещается с подготовкой нефти.

I.                    Технологический раздел

1.1.           Назначение, краткая характеристика процесса.

Стабилизация нефти – извлечение широкой фракции легких углеводородов, обычно от CH4 до C4H10  на промысле для использования в качестве топлива или нефтехимического сырья.

Степень стабилизации нефти устанавливается для каждого конкретного месторождения с учётом:

      количества добываемой нефти;

      содержания в ней лёгких углеводородов;

      технологии сбора нефти и газа на промысле;

      влияния стабилизации нефти на бензиновый фактор нефти;

     увеличения затрат на перекачку нефти за счёт повышения вязкости при большей степени стабилизации нефти.

В зависимости от степени стабилизации нефти процесс осуществляют сепарацией – извлечением широкой фракции легких углеводородов одно- или многократным разгазированием нефти путем снижения её давления, в том числе с предварительным подогревом нефти или ректификацией – отбором лёгких фракций при одно- или многократном нагреве и конденсации с чётким разделением углеводородов. На промыслах для стабилизации нефти проводят в основном в сепарационных установках, которые различаются:

      по принципу действия (гравитационные, инерционные, жалюзийные и центробежные);

      по пространственной ориентации (вертикальные, горизонтальные и наклонные);

      по геометрической форме (цилиндрические и сферические).

При многоступенчатой стабилизации на первых ступенях получают в основном метан, который используют на промысле или подают в магистральный газопровод, на последующих ступенях – лёгкие углеводороды (в основном C3H8). Благодаря стабилизации нефти уменьшаются потери при хранении и транспорте нефти.

1.2.           Выбор метода производства

Принцип действия сепарационных процессов основан на изменении фазовых соотношений газоконденсатных систем при изменении параметров системы, т.е. это процесс извлечения легких углеводородов многократным или однократным испарением при снижении давления.

Попутный газ отделяют от нефти в два этапа, разделенных во времени и пространстве:

1)    Первый этап осуществляется при промысловой подготовке нефти в сепараторах различного давления гравитационным разделением. Полного отделения газа при этом не происходит. В нефти остается в растворенном состоянии до 1.5-2.0% углеводородов С1-С4;

2)    Для более глубокого извлечения легких фракции нефть направляют на специальные стабилизационные установки, в состав которых входят ректификационные колонны. Продуктами этих установок являются стабильная нефть и газоконденсат. Газоконденсат направляется на центральные газофракционирующие установки (ЦГФУ), где разделяется на индивидуальные углеводороды и товарные фракции.

Для получения стабильного конденсата в основном применяют процессы ректификации и многоступенчатой дегазации (сепарации), как в отдельности, так и в сочетании между собой.

Стабилизация многоступенчатой дегазацией основана на снижении растворимости легких компонентов в углеводородах С3 и выше при повышении температуры и уменьшении давления. Различная растворимость компонентов обеспечивает их избирательное выделение из жидкой фазы. Для стабилизации конденсата могут применяться одно-, двух- и трехступенчатые схемы дегазации.

Однако стабилизация многоступенчатой дегазацией имеет серьезные недостатки, такие, как потеря легких фракции конденсата и невозможность производства сжиженных газов, отвечающих требованиям стандартов. Кроме того, сбор и утилизация сепарации связаны с большими энергетическими затратами. Указанные факторы и большие объемы добычи конденсата обусловили разработку и внедрение технологических процессов с использованием ректификации.

По сравнению с процессом стабилизации многоступенчатой дегазацией, процесс ректификации имеет ряд преимуществ:

     облегчается утилизация газовых потоков при проведении предварительной сепарации и деэтанизации нестабильного конденсата при высоких давлениях;

      рационально используется энергия нестабильного конденсата;

     товарный конденсат отличается низким давлением насыщенных паров, что снижает его потери при транспортировке и хранении.

1.3.           Теоретические основы процесса.

При анализе влияния различных параметров на сепарацию, прежде всего, определяют полноту извлечения газа из нефти и  унос капелек нефти вместе с газом. Эти показатели зависят от числа ступеней сепарации, давления по ступеням сепарации и объема поступающей нефтегазовой смеси и конструкции сепараторов.

Обычно газ отделяют от нефти в два или три ступени под небольшим давлением: первая ступень – 0.7 – 0.4 МПа, вторая – 0.27 – 0.35 МПа, третья – 0.1 – 0.2 МПа. Наименьшее количество тяжелых углеводородов содержится в газе первой ступени сепарации, проводимой под давлением до 0.7МПа, наибольшее количество – в газе третьей ступени сепарации, осуществляемый под давлением, близким к атмосферному.

Состав отсепарированного газа в зависимости от давления меняется следующим образом: при увеличении давления в сепараторе уменьшается содержание пропана, 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 содержания в нем тяжелых углеводородов. Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению плотности, молекулярной массы и теплоты сгорания выделяющегося газа,  а также к уменьшению содержания в нем тяжелых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вязкой, в ней увеличивается содержание легких углеводородов.

Расход нефти в сепараторах, особенно при сепарации в вертикальных гравитационных сепараторах влияет на унос углеводородов с газом. Увеличение расхода нефти приводит к резкому возрастанию уноса газа вместе с нефтью,  так как часть газа не успевает выделиться. Количество уносимого газа тем больше, чем выше скорость движения нефти. При сепарации больших количеств газонефтяной смеси приходится увеличивать число сепараторов.

Газовый фактор сепарируемой нефти, т.е отношение количества выделившегося газа к количеству нефти, оказывает такое же влияние на качество сепарации, как и изменение расхода нефти. С увеличением газового фактора повышается унос газа вместе с нефтью при постоянной пропускной способности сепаратора.

Заметное влияние на выделение из нефти газа оказывают центробежные силы, возникающие при тангенциальном вводе газонефтяного потока в сепаратор. В промышленности широкое применение нашла конструкция сепаратора, состоящего из центробежного разделителя и буферной емкости. Эта конструкция получила название гидроциклического сепаратора.

При высоких устьевых давлениях скважин применяется многоступенчатая сепарация, имеющая ряд преимуществ перед одноступенчатой:

     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, что облегчает его транспортировку.

1.4.                 Описание технологической схемы установки. Нормы технологического режима.

В качестве примера для описания технологической схемы установки стабилизации приведем Завод Второго Поколения (ЗВП) ТОО «Тенгизшевройл».

Совместное предприятие ТОО «Тенгизшевройл» (ТШО) ведет разработку месторождений Тенгиз и Королев, которые расположены в Жылойском районе, Атырауской области. В состав ТОО «ТШО» входит основной завод (КТЛ-1, КТЛ-2 и Нитка 5) и Завод Второго Поколения (ЗВП).

Строительство ЗВП было начато в ноябре 2003 г., а пуск-наладка и сдача в эксплуатацию были осуществлены в два этапа: в марте-апреле 2008 г. – пуск в режиме «поэтапной нефти» и в октябре 2009 г. – пуск ЗВП на полную мощность. Производственная мощность ЗВП 15.25 млн. т/год.

ЗВП рассчитан на работу в трех режимах:

1)                      Режим только « Закачка сырого газа». Примерно треть всего добываемого газа на Тенгизе закачивается обратно в пласт под высоким давлением. Это делается в целях поддержания пластового давления. Компрессор закачки газа является уникальным и не имеет аналогов в мире. Он создан на основе самой современной технологии, используемой для закачки газа.

2)                        Режим только «Завод Второго Поколения».

3)                        Основной режим «ЗСГ + ЗВП».

Завод Второго Поколения включает в себя следующие установки:

1) Установка 200:

                  отделение газа и пластовой воды от добываемой нефти;

                  обессоливание и стабилизация нефти;

                  компримирование попутного газа.

2) Установка 300 – очистка сырого газа, поступающего с Установки 200 от сероводорода;

3) Установка 400 – получение серы из сероводорода;

4) Установка 500 – доочистка хвостового газа, поступающего с Установки 400 от сероводорода;

5) Установка 600 – грануляция и хранение серы, поступающего с Установки 400;

6) Установка 700 – обессеренный газ с Установки 300 разделяется на топливный газ (метан и этан) и СУГ (пропан и бутан). Топливный газ потребляется заводскими котельными, а оставшаяся часть идет на продажу через газопровод;

7) Установка 800 – очистка пластовой воды, поступающего с Установки 200. Очищенная вода затем направляется на закачку в скважину  на участке утилизации сточных вод промысла;

8) Установка 1000 – Установка демеркаптанизации.

              Установка стабилизации нефти входит в состав Установки 200. Исходным сырьем для установки 200 является нефть, добываемая на месторождениях Тенгиз и Королев. В нефти содержится попутный газ и пластовая вода, которые отделяются от нефти для подготовки ее к экспорту.  Состав пластовой нефти приведен в таблице 1.

Таблица 1. Состав пластовой нефти.

В состав У-200 входит следующее оборудование и технологические процессы, используемые для подготовки добываемой нефти к транспортировке:

      3-х ступенчатая система сепарации нефти и газа (F-201, F-202, F-203);

      система обессоливания;

      3-х ступенчатое компримирование сырого газа;

      отпарка УВ конденсата;

      стабилизация нефти;

      блок очистки пластовой воды;

      блок закачки химреагентов.

Для получения стабильного конденсата на У-200 применяют оба метода стабилизации: многоступенчатая дегазация (сепарация) и ректификация.

Технологическая схема Завода Второго Поколения ТШО приведена в графическом разделе, рисунок 1:

1) Нефть, содержащая попутный газ, подается по трубопроводу с Промысла на Завод Второго Поколения непосредственно во входной сепаратор высокого давления F-201. Сепаратор рассчитан на рабочее давление 68-69 бар.изб и температуру сырья на входе 50-80oC (70-80 oC – при нормальных рабочих расходах; 50 oC – при работе со сниженной производительностью). Данный сепаратор представляет собой горизонтальный аппарат, предназначенный для двухфазного разделения (на газ и жидкость) поступающей с Промысла нефти. Поток сырого газа высокого давления, выходящий из сепаратора F-201, является сырьем для установки 300, где он проходит осушку перед отправкой его на объект ЗСГ для закачки в пласт, и/или где в процессе аминоочистки от него отделяется сероводород, прежде чем он будет подан на У-700 для разделения на фракции. Нефть, содержащая кислые компоненты, из сепаратора F-201 далее подвергается сепарации в сепараторе среднего давления – F-202.

2) Нефть из входного сепаратора F-201 направляется во входной нагреватель E-201. Нагреватель Е-201 состоит из двух параллельных аппаратов производительностью 50% каждый. Нагреватель предназначен для подогрева потока сырья с 50 oC до 70 oC горячей стабилизированной нефтью (136 oC), которая предварительно прошла через теплообменники Е-206 A-D, подогревающие поток сырья для колонны D-202.

3) Далее подогретая нефть подается в сепаратор среднего давления F-202. Сепаратор предназначен для разделения нефти, газа и воды на три отдельных потока: сырой газ, нефть (жидкие УВ) и кислую (пластовую) воду. Отделенный от нефти газ подается на 3-ю ступень двух параллельных ниток компримирования – в верхнюю секцию сборников F-206/220 компрессоров GC-201/202. Пластовая вода, отделенная от потока нефти выводится в блок PU-203 для ее дальнейшей очистки, а затем на установку очистки кислой воды (У-800). Рабочее давление в сепараторе F-202 – 24.2 бар.изб.

4) Из сепаратора среднего давления F-202 направляется в сепаратор низкого давления F-203. Сепаратор F-203 предназначен для отделения от нефти остаточной воды и газа. Сепаратор F-203 рассчитан на работу при следующих условиях: 15 бар изб. и 100 oC. Отделенный газ подается на 2-ю ступень компрессоров в приемные сепараторы F-205/219.

5) Согласно существующей схеме технологических потоков, нефть из сепаратора НД F-203 подается в нижнюю секцию обессоливателя F-209. Обессоливатель имеет в диаметре примерно 3.0 м и в длину – 26.5 м. Обессоливатель рассчитан на рабочее давление 26-38.5 бар.изб. при температуре 100 oC. Нормальная рабочая температура поддерживается в диапазоне 70-80 oC.  В процессе обессоливания промывочная вода смешивается с нефтью, после которого образуются мелкие капли воды. В контакте с водой, диспергированной в нефти, разбавляется концентрация солей. В качестве промывочной воды используют воду из сепараторов системы компримирования газа. Далее в электростатическом поле, создаваемом сетками электродов, происходит коалесценция капель воды и они отделяются от нефти под действием силы тяжести, образуя слой воды на дне обессоливателя F-209. 

6) Обессоленная нефть далее направляется в колонну стабилизации, но переде подачей ее в колонну нефть разделяется на два потока: один поток (≈65%) предварительно нагревается горячей стабилизированной нефтью в теплообменниках Е-206 и подается на тарелку 22, а остальной поток обессоленной нефти подается непосредственно на верхнюю тарелку D-202.

Теплообменники Е-206 А-D имеют 4 отдельных корпуса, в которых добываемая нефть нагревается с 70-80 oC до 163 oC.

7) Далее нефть направляется в колонну стабилизации D-202. Более подробное описание оборудования приведено в главе 1.5. «Описание основного оборудования ».

8) После колонны стабилизации, стабилизированная нефть пропускается последовательно через теплообменники E-206, служащий для подогрева потока сырья колонны стабилизации D-202, а затем – через нагреватель входного потока Е-201, где она нагревает нефть перед подачей ее в сепаратор в среднего давления F-202. После этого стабилизированная нефть подается в аэрохолодильник ЕА-203, где она охлаждается до 50oC. В связи с возможностью экстремальных температур окружающей среды, для охлаждения стабилизированной нефти выбран аэрохолодильник с оребренными трубами и закрытой камерой, чтобы обеспечить температуру рециркулируемого воздуха в пределах 15-20 oC.

9) После охлаждения, кондиционная нефть направляется в резервуарный поток нефти или на налив в железнодорожные цистерны или на экспорт в трубопровод КТК.

10) Компримирование сырого газа – компрессоры GC-201-1/2/3 и GC-202-1/2/3.

Система компримирования сырого газа состоит из двух параллельных 3-ступенчатых центробежных компрессоров, предназначенных для сжатия сырого газа, поступающего от сепаратора СД F-202 и НД F-203 и стабилизационной колонны нефти D-202 и для подачи его на установку 300 для переработки и на ЗСГ для закачки в пласт. Обе нитки компрессоров идентичны и каждая из них рассчитана на 50% от общей расчетной производительности по газу. Первая и вторая ступень компрессоров предназначена для газа НД, третья ступень – для газа ВД.

Расчетные условия эксплуатации приемных сепараторов в системе компримирования:

      1-я ступень (F-204/218) – 10 бар.изб и 140oC;

      2-я ступень (F-205/219) – 15 бар.изб и 130oC;

      3-я ступень (F-206/220) – 40 бар.изб и 150oC.

11) Блок очистки пластовой (кислой) воды – PU-203.

Кислая вода с высоким содержанием растворенных солей, отделенная от нефти в сепараторе среднего давления F-202, очищается от увлеченной нефти и растворенного газа в блоке очистки пластовой воды PU-203. Из-за высокого перепада давления ( с 24.2 бар.изб в F-202 до 5-8 бар.изб на входе в F-226) для отделения нефти от воды была выбрана система, в которой используется коагулирующий фильтр F-224 и гидроциклон F-225. В фильтре F-224 происходит увеличение размера капель нефти, что способствует более эффективному их отделению в гидроциклоне F-225. Фильтр-гидроциклон F-225 состоит из множества минициклонов, в которых используется давление для разделения водной и нефтяной фаз. В гидроциклоне вода, содержащая увлеченную нефть, через устройство тангенциального ввода с высокой скоростью подается в вихревую камеру, в которой капли нефти под действием центростремительных сил собираются в центре. Очищенная вода  под действием центробежных сил выходит через нижний патрубок каждой секции гидроциклона и собирается в нижней части гидроциклона. Нефть в центре камеры меняет направление своего движения на противоположное и выходит из камеры через верхний патрубок, а затем поступает в верхнюю часть аппарата F-225.

1.5 Описание основного оборудования.

Колонна стабилизации нефти D-202.

Колонна стабилизации нефти D-202 предназначена, в первую очередь, для обеспечения требованиям  ТУ на стабилизированную нефть по давлению насыщенных паров нефти и содержанию H2S.

Кроме того в колонне стабилизации производится удаление метил- и этилмеркаптанов из нефти перед ее откачкой в резервуарный парк нефти (РПН) или на экспорт – в трубопровод КТК. Конструкция и рабочие параметры колонны рассчитаны на обеспечение остаточной концентрации метил- и этилмеркаптанов в экспортируемой нефти не более 20 млн-1 вес. согласно ТУ в продукте колонны D-202. 

Колонна стабилизации D-202 ( рисунок 2. Сборочный чертеж оборудования, Графический раздел) представляет собой отпарную колонну, оборудованную 40 клапанными тарелками (тарелки 1-40 – проходные; 41-я – сборно-распределительная), с 4 вертикальными рибойлерами Е-208 A/B/C/D. Диаметр верхней секции колонны D-202 – 5.3 м., нижней секции – 7.1 м. По проекту колонна D-202 рассчитана на работу при 5.0 бар изб. и 244oC.

Поддержание необходимой температуры в кубе колонны осуществляется за счет рибойлеров ЕА-208 A/B/C/D, в которых испаряется часть УВ, поступающих с нижних тарелок, образуя отдувочный газ для колонны. Рибойлеры ЕА-208 A/B/C/D представляют собой теплообменники термосифонного типа с плавающей распределительной камерой. Вспомогательные рибойлеры Е-218 A/B представляет собой стандартного типа кожухотрубные теплообменники, на которые подается боковой поток с нагнетания насосов товарной нефти G-209 A/B. Рибойлеры обвязаны параллельно. В рибойлеры подается пар среднего давления (35 бар.изб). Во вспомогательные рибойлеры Е-218 A/B ( в трубное пространство) стабилизированная нефть подается по линиям, врезанным перед клапанами-регуляторами насоса G-209. Пар поступает в межтрубное пространство. Пар среднего давления, проходящий через теплообменник в противоположном направлении, нагревает нефть до требуемой температуры (239oC).

Давление в верхней части колонны поддерживается посредством регулирования расхода сырого газа, отходящего из колонны и подаваемого на вход газовых компрессоров 1-ой ступени GC-201-1/202-1, который, в свою очередь, завязан с регулятором распределения нагрузки между двумя компрессорами.

II.                 Расчетный раздел.

2.1.           Материальный баланс установки.

Таблица 2. Материальный баланс установки стабилизации D-202.