Технологічні схеми стабілізації нафти

Процеси підготовки нафти - це зневоднення. знесолення. а також стабілізація нафти. Сутність стабілізації нафти полягає в відділенні від неї летких вуглеводнів (пропан-бутанової фракції), а також розчинних в нафти супутніх газів, таких як сірководень, вуглекислий газ і азот, що скорочує втрати нафти від випаровування, знижує інтенсивність процесу корозії апаратури, обладнання і трубопроводів по шляху руху нафти від родовища до нефтеперерабагивающего заводу, а також дозволяє отримувати цінну сировину для нафтохімії.

Застосовують наступні способи стабілізації нафти: гарячу, або вакуумну, сепарацію і ректифікацію.

При гарячої. або вакуумної, сепарації від нафти відділяється широка газова фракція, в якій поряд з пропан-бутанової фракцією міститься велика кількість більш високомолекулярних вуглеводнів, вилучення яких з нафти погіршує її якість. Для вилучення високомолекулярних вуглеводнів з широкою газової фракції і подальшого повернення їх в стабільну нафту, використовують такі процеси:

1) одноразову конденсацію з подальшою компресією, масляної абсорбцією або низькотемпературної конденсації залишкових газів;

2) Фракціоновані конденсацію з подальшою компресією газового залишку;

3) абсорбцію або ректифікацію.

При стабілізації нафти ректифікацією всю нафту піддають процесу ректифікації, при цьому забезпечується чіткий поділ вуглеводнів і досягається задана глибина стабілізації нафти.

Технологічна схема процесу стабілізації нафти гарячої cепараціейі одноразової конденсацією широкої газової фракції приведена на рис.40. Сира нафта I насосом 1 подається в теплообмінник 3 і, пройшовши блок зневоднення і знесолення 4, надходить на стабілізацію. При цьому зневоднена і обезсолена нафту нагрівається в паропідігрівача 5 до температури 80-120 ° С і піддається однократному випаровуванню в сепараторі 6 при тиску 0,15-0,25 МПа, де від неї відділяється широка газова фракція. Знизу сепаратора 6 виводиться стабільна нафту III, яка насосом 7 прокачується через теплообмінник 3, де віддає тепло сирої нафти, і направляється в резервуар 2 стабільною нафти, Широка газова фракція IV, відокремлювана від нафти в

сепараторі 6, піддається одноразової конденсації, для чого охолоджується в холодильнику 8 до температури 30 ° С, при цьому конденсуються високомолекулярні (?) вуглеводні II (бензин), які відокремлюються від газу в сепараторі 9, збираються в ємності бензину 10 і насосом 11 повертаються в стабільну нафту для відновлення її бензинового потенціалу. Газ, що виходить з сепаратора 9, надходить на прийом компресора 12, в якому підвищується тиск газу до 0,5-1,7 МПа, в залежності від відстані до газопереробного заводу. Після компресора газ проходить маслоотделитель 13, де відокремлюється мастило VII, що буря газом з компресора, конденсатор-холодильник 14 і сепаратор 15, в якому відділяється сконденсувалася в результаті стиснення і охолодження нестабільний конденсат VI. Нестабільний конденсат збирається в ємності 16, з якої насосом 17 перекачується на газопереробний завод. Туди ж прямує і газ V, що виходить з сепаратора 15.

Технологічна схема процесу стабілізації нафти гарячої сепарацией іфракціонірованной конденсацією широкої газової фракції приведена на рис.41.

Технологічна схема процесу стабілізації нафти гарячої сепарацией іабсорбціей широкої газової фракції приведена на ріс.42.

У технологічній схемі повинен бути передбачений процес десорбції абсорбенту, т. Е. Зворотного вилучення поглинутих ним в абсорбере вуглеводнів. Абсорбент можна десорбувати або ректифікацією. або випаровуванню абсорбенту. У розглянутій технологічній схемі в якості абсорбенту використовують стабільну нафту. яка насосом 3 прокачується через холодильник 6 і подається на верх абсорбера 10. Таким чином, в абсорбере 10 відбувається зустрічний дніженіе піднімається від низу до верху широкої газової фракції і стікає зверху вниз стабільної нафти (абсорбенту). Для створення кращого контакту зустрічних потоків рідини і газу в абсорбере застосовують різні спеціальні пристрої - тарілки, насадки та ін.

В результаті абсорбції бензинові вуглеводні з широкою газової фракції переходять в нафту, а легкі газоподібні вуглеводні IV (від метану до бутану) виходять зверху абсорбера і направляються на газопереробний завод. Процес абсорбції (перехід вуглеводнів з газоподібного стану в рідке) відбувається з виділенням тепла, тому абсорбент, опускаючись вниз по абсорберу, розігрівається, що призводить до зниження розчинності газів в ньому. Для зниження температури абсорбенту проводять проміжне його охолодження. Для цього розігрітий абсорбент забирається з певного рівня абсорбера, прокачується насосом 13 через холодильник 12, і охолоджений абсорбент V повертається в абсорбер.

Технологічна схема стабілізації нафти ректифікацією приведена на рис.43.

Сира нафта I насосом 1 прокачується через теплообмінник 3, після чого проходить блок зневоднення і знесолення 4 і надходить на стабілізацію. Зневоднена і обезсолена нафту нагрівається в теплообміннику 5 до температури 150-200 ° С за рахунок тепла, що відходить потоку стабільної нафти, при цьому частково випаровується і в двофазному парожідком стані надходить в живильне секцію колони ректифікації 6.Ректіфікація - це процес багаторазового випаровування і конденсацііуглеводородов. що відбувається на спеціальних пристроях - ректифікаційних тарілках. Для його здійснення необхідно, щоб в колоні було два зустрічних потоку - рідкий і парової і щоб була різниця температур при переході від однієї тарілки до іншої. Рідкий потік стікає зверху вниз колони ректифікації в результаті подачі на верхню тарілку так званого холодного зрошення. Як холодного зрошення використовується частина сконденсованого верхнього продукту, що виходить зверху колони ректифікації і є рівноважним за складом з верхнім продуктом. Для цього нафтові пари, що виходять зверху колони ректифікації 6, охолоджуються в холодильнику 7, і в сепараторі 8, від них відділяється вуглеводневий конденсат III, який збирається в збірнику конденсату 9, а потім насосом II подається на верх колони ректифікації 6. Паровий потік від низу до верху створюється так званим паровим зрошенням IV, що вводиться в низ колони ректифікації під нижню тарілку і є рівноважним за складом з нижнім продуктом. Як парового зрошення використовують частину перетвореного в пароподібний стан нижнього продукту. Для цього частину стабільної нафти, що виходить знизу колони ректифікації 6, насосом 13 прокачують через трубчасту піч 12, в якій нагрівають до такої температури, щоб відбулося перетворення нафти в пароподібний стан, і ці пари подаються під нижню тарілку. В результаті того, що на верх колони подається холодна зрошення, а вниз - парове зрошення, по висоті колони ректифікації встановлюється необхідна різниця температур. внизу колони 230-280 ° С, а вгорі колони 65-96 оС. На кожній тарілці піднімаються знизу пари зустрічаються зі стікає з верхньої тарілки більш холодною рідиною. Конструкція тарілки забезпечує необхідний контакт зустрічаються потоків пари і рідини, так що між ними відбувається тепло- і масообмін. Пари охолоджуються, при цьому частина високомолекулярних вуглеводнів з парів конденсується і переходить в рідину. Рідина, навпаки, нагрівається, при цьому частина низькомолекулярних вуглеводнів випаровується і переходить в пар. Цей процес повторюється багато разів, так як колона ректифікації має досить багато тарілок. В результаті піднімаються пари при переході від однієї тарілки до іншої збагачуються низькомолекулярними вуглеводнями. а рідина - високомолекулярними вуглеводнями. Тим самим досягається необхідна чіткість поділу із заданою глибиною добування того чи іншого компонента (пропану, бутану або метану). Відокремилися легкі вуглеводні в газоподібному V і рідкому VI стані насосом 10 направляються на хімічний комбінат. Стабільна нафту II, з високою температурою виходить знизу колони ректифікації, проходить теплообмінники 5 і 3, де віддає своє тепло надходить нафти, охолоджуючись при цьому до температури 40-45 ° С, і направляється в резервуар стабільної нафти 2.

Для інтенсифікації процесу стабілізації нафти запропоновано використовувати відцентрові сили. Швидкість виділення легкої фази в гидроциклоне. як показали розрахунки, в 500 разів вище, ніж швидкість гравітаційного поділу. Ніяких додаткових контактних пристроїв для стабілізації нафти в гидроциклоне не потрібно, на відміну від колони ректифікації. Продуктами процесу стабілізації є: стабільна нафту і легкі вуглеводні у вигляді сухого газу і нестабільного бензину.

У ІПТЕР розроблена конструкція гідроциклону ДУС-1 (табл.12).

У корпусі апарату ДУС-1 розташовано шість сепаруючих елементів, кожен з яких забезпечений вступним пристроєм, що забезпечує тангенціальний введення суміші і інтенсивну крутку потоку, зливний камерою з наконечником, конструкція якого забезпечує пристенное плівкове протягом рідини і концентрування легких вуглеводнів. Гидроциклон встановлюється на збірнику стабільної нафти (ріс.44).

З ДУС-1 суміш парогаза з крапельної рідиною направляють в каплеуловитель, пустотіла апарат, де під дією гравітаційних сил відбувається відділення крапель нафти від парогазової суміші легких вуглеводнів. Далі парогаза конденсируют при температурі 10-15 ° С і розділяють в сепараторі на легколетучие гази і конденсат. Для отримання якісного конденсату тиск в сепараторі підтримують в межах 1,7-1,3 ати, що перешкоджає переходу в газову фазу найбільш цінних бутанових фракцій.

Встановлено, що частка вилучення вуглеводнів С3 з нафти в гидроциклоне досягає 90%, С4 - 68%, С5 - 48%. Вуглеводні С6 виявлені в межах до 20%, а С8 - до 8%.

Технічна характеристика гідроциклону ДУС-1