Дегазация и стабилизация нефти. Потери легких фракций нефти при ее транспортировке и хранении

Нефть может содержать в своем составе значительное количество растворенных (попутных) газов, которые в свою очередь представляют ценное сырье для нефтехимической промышленности или могут использоваться в качестве топлива. В связи с чем, потеря этих компонентов весьма нежелательна.

Кроме того, потеря легких компонентов нефти приводит к загрязнению воздушного бассейна, что в свою очередь повышает пожароопасность вблизи промыслов и резервуарных парков, ухудшает экологическую обстановку.

Для сокращения потерь от испарения легких фракций и улучшения условия транспортирования, добываемую нефть подвергают дегазации и стабилизации. Если нефть не стабилизировать и не применять комплекс мер для предотвращения потерь легких фракций, то на пути от промысла до НПЗ из нее может потеряться до 2 мас. % легких углеводородов.

С учетом степени герметизации современных систем сбора нефти на промысле и ее транспортирования на НПЗ, основным источником потерь газообразных углеводородов выступают главным образом резервуарные парки, где легкие фракции теряются за счет испарения при больших (операции заполнения и опорожнения резервуаров) и малых дыханиях резервуаров (суточные дыхания за счет изменения температуры окружающей среды). Причем, величина этих потерь определяется вместимостью резервуаров, оборачиваемостью резервуарных парков и другими причинами.

Попутный газ отделяется от нефти в два этапа, разнесенных во времени и пространстве: первый этап осуществляется при промысловой подготовке нефти в сепараторах различного давления гравитационным разделением. При этом в нефти остается до 1,5–2,0 мас. % растворенных углеводородов С₁–С₄. Для более глубокого извлечения легких фракций нефть направляют на специальные стабилизационные установки, в состав которых входят ректификационные колонны. Продуктами этих установок являются стабильная нефть и газоконденсат.

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, температуры и объёма поступающей нефтегазовой смеси и конструкции сепараторов.

Обычно газ отделяют от нефти в две или три ступени под небольшим давлением или при разряжении: 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.

Для отделения нефтяного газа от капель жидкости на промыслах устанавливают газовые сепараторы, оборудованные фильтрами грубой и тонкой очистки (насыпная насадка из колец Рашига, металлическая стружка, проволочная сетка и др. материалы). Однако, даже при трехступенчатой сепарации не достигается полное отделение газа от нефти.

Применение многоступенчатой сепарации при высоких устьевых давлениях скважин имеет ряд преимуществ перед одноступенчатой, а именно:

- 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.

Получить абсолютно стабильную нефть, т. е. совершенно не способную испаряться в атмосферу, практически невозможно. Даже снижение давления ее паров до 0,002 МПа, на которое рассчитана дыхательная аппаратура резервуаров, не исключает потери нефти от испарения при больших и малых дыханиях резервуаров.

Все существующие методы борьбы с потерями легких фракций нефти можно разделить на активные и пассивные.

К активным относятся, прежде всего, дегазация и стабилизация нефти при повышенной температуре.

К пассивным методам следует отнести в первую очередь устройства понтонных и плавающих крыш резервуаров, устройство газоуравнительной системы или системы сбора продуктов испарения в общий газгольдер и другие.

Использование промысловой дегазации и стабилизации нефти относится к радикальным решениям уменьшения потерь легких углеводородов при ее движении с промысла на НПЗ.

Рассмотрим технологическую схему дегазации и стабилизации нефти с небольшим газовым фактором (рис. 5.1).

Согласно схемы, нефть из скважин первоначально поступает в трапы сепараторы высокого и низкого давления, где происходит отделение от нее основной массы растворенных газов. По схеме, поступающая из скважины нефть (I) в трапах-сепараторах высокого (2) и низкого (3) давления, разделяется на нефть и газ, направляемый на ГПЗ (потоки II и III соответственно). Дегазированная нефть подвергается дополнительной стабилизации в колонне 4. Легкие углеводороды с верха колонны 4 конденсируются в холодильнике-конденсаторе 8 и разделяются в газосепараторе 6 на газ (IV) и газовый бензин (V), идущие на ГПЗ. Так как газ (IV) достаточно тяжелый и имеет низкое давление, его компримируют в компрессоре 7. Снизу колонны 4 уходит дегазированная стабильная нефть.

Если нефть имеет большой газовый фактор, то и после проведения дегазации в нефти остается еще большое количество легких углеводородов (С₁–С₄) и ее подвергают глубокой стабилизации (при повышенной температуре) с целью удаления из нее углеводородов С₃–С₄ и части газового бензина.

 

Рис. 5.1. Схема дегазации и стабилизации нефти с невысоким газовым фактором:

1 – нефтяная вышка; 2, 3 – газоконденсаторы высокого и низкого давления;
4 – ректификационная колонна-стабилизатор; 5 – кипятильник; 6 – сепаратор;
7 – компрессор; 8 – конденсатор-холодильник.

I – нефть из скважины; II – IV – газы на ГПЗ; V – газовый бензин;
VI – дегазированная (стабилизированная) нефть.

 

Рассмотрим технологическую схему 2-х ступенчатой стабилизации нефти (рис. 5.2). Согласно схемы нефть после дегазации в сепараторе 1 попадает в ректификационную колонну 2. Легкие фракции с верха колонны конденсируются в конденсаторе 8, проходят сепаратор 3, где дополнительно отделяются легкие углеводороды (III), а бензиновую фракцию направляют на стабилизацию в колонну 4, где ее разделяют на газ (IV), сжиженный газ (V) и стабильный бензин (VI), уходящий с низа колонны 4. С низа колонны 2 получаем стабильную нефть. Для подвода тепла в колонны в схеме использованы печь 6 и теплообменник (ребойлер) с паровым
пространством 7.

Дегазированная и стабилизированная нефть может содержать в своем составе еще достаточное количество легких (газообразных) компонентов, которые могут теряться при транспортировке и хранении нефти.

Основной путь снижения потерь легких фракций – это применение герметизированных систем сбора продукции скважин и использование автоматизированных замерных установок закрытого типа.

Рис. 5.2. Схема двухступенчатой стабилизации нефти с высоким газовым фактором:

1, 3, 5 – сепараторы; 2, 4 – ректификационные колонны; 6 – печь; 7 – ребойлер;
8 – конденсаторы-холодильники.

I – нестабильная нефть; II – IV – углеводородный газ; V – сжиженный газ;
VI – стабильный бензин; VII – стабильная нефть.

 

Основные потери легких фракций нефти происходят в резервуарных парках за счет больших и малых дыханий резервуаров. Поэтому, мероприятия, связанные с ликвидацией или снижением потерь легких фракций направлены в первую очередь на оптимизацию работы резервуарных парков.

К наиболее кардинальным методам снижения выбросов легких углеводородов из резервуаров можно отнести установку плавающих крыш и понтонов. При эксплуатации резервуаров с открытой плавающей крышей и резервуаров со стационарной крышей с установленными внутри плавающими понтонами, потери при малых и больших дыханиях в среднем ниже (до 80 %), чем при эксплуатации резервуаров без защитных покрытий.

Внутренние плавающие покрытия (понтоны), устанавливаемые в резервуарах со стационарными крышами, применяют, прежде всего, в регионах с холодным климатом.

Эффективность применения плавающих крыш в целом на 80-96 % выше, чем резервуаров со стационарной крышей, особенно крыш с жидкостным затвором.

Существенное снижение потерь нефтепродуктов достигается и при использовании газоуравнительных систем, которые представляют собой группу резервуаров, газовые пространства которых соединены с помощью трубопроводов и газопроводов.

Неплохие результаты даёт применение улавливания паров нефтепродуктов струйным эжектором. Отсасываемые из газового пространства резервуара летучие фракции смешиваются в камере с нелетучим абсорбентом. Очищенная воздушная смесь направляется при этом в атмосферу. Отработанный абсорбент регенерируется десорбцией и вновь используется. В качестве абсорбента применяются керосин, дизельные фракции и др. Эффективность способа очистки составляет 96-98 %.

Снижения потерь легких фракций нефти при хранении в резервуарах удается достичь за счёт применения экранов из пластмассовых шариков или плёнок на поверхности жидкости; хранения нефти или нефтепродуктов под давлением природных, попутных нефтяных или инертных газов (азот, углекислый газ, сжатые дымовые газы).

Известен метод улавливания паров путём снижения температуры газового пространства резервуара.

Обеспечивает снижение потерь лёгких углеводородов (в первую очередь при малых дыханиях) окраска резервуаров в светлые тона, применение адсорбционных поглотителей и др.

 

5.3. Обезвоживание и обессоливание нефтей. Технологическое и аппаратурное оформление процессов обезвоживания и обессоливания

Добываемая с нефтью вода, как правило, диспергирована в ней и при добыче, транспортировке и подготовке нефти приходится иметь дело с нефтяной эмульсией. Образуются такие эмульсии за счет турбулизации водонефтяной смеси при движении ее по стволу скважины, через задвижки, штуцеры и трубопроводы.

Нефтяные эмульсии представляют собой дисперсные системы, состоящие из двух нерастворимых жидкостей – воды и нефти. Наиболее характерной для нефти является эмульсия – вода в нефти (эмульсия гидрофобная или обратного типа). В то же время, при разработке старых месторождений могут иметь место и эмульсии прямого типа (гидрофильные, нефть в воде). С эмульсиями данного типа имеют дело и на установках подготовки пластовых сточных вод перед закачкой их в продуктивные пласты.

Существует ещё так называемая «множественная» эмульсия, когда в глобулах воды содержатся капельки нефти. Она характеризуется повышенным содержанием различных высокодисперсных механических примесей, комочков асфальтенов и других веществ, и является трудно разрушимой. Такие эмульсии накапливаются на границе разделов фаз в аппаратах подготовки нефти и могут стать причиной срыва технологического режима. Этот промежуточный слой удаляют в нефтеловушку (поэтому иногда множественную эмульсию называют ловушечной) и, как правило, сжигают.

Структуру водонефтяных эмульсий схематично можно представить следующим образом: капли (глобулы) воды имеют диаметр от 0,1 до
1000 мкм, и каждая из них окружена адсорбированной сольватной оболочкой из эмульгаторов – высокомолекулярных полярных соединений, входящих в состав нефти.

В качестве эмульгаторов нефтяных эмульсий выступают вещества с высокой поверхностной активностью. К ним можно отнести: асфальтены, смолы, высокоплавкие парафины, высокодисперсные твердые частицы (минеральные и углистые суспензии). При этом устойчивость эмульсий зависит не столько от концентрации указанных эмульгаторов, сколько от степени их коллоидности. Наличие этой адсорбционной оболочки и препятствует слиянию глобул при их столкновении.

Процесс образования адсорбционных оболочек начинается сразу же в момент дробления воды на мелкие глобулы и продолжается в течение всего времени существования эмульсии. В связи с этим, чем длительнее время существования эмульсии, тем больше толщина сольватного слоя, тем сильнее его защитное действие.