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.