Способ комплексной подготовки сероводородсодержащей нефти
Владельцы патента RU 2413751:
Общество с ограниченной ответственностью Проектно-технологический институт НХП (RU)
Изобретение относится к способам подготовки нефти к транспортировке. Изобретение касается способа комплексной подготовки сероводородсодержащей нефти, включающей обезвоживание и обессоливание сероводородсодержащей нефти в соответствующем блоке, десорбционную дегазацию с использованием растворенного в нефти газа путем его циркуляции по контуру, включающему блок дегазации нефти с двухкаскадной десорбционной колонной и сепаратором горячей ступени сепарации, блок компримирования газа низкого давления, блок сероочистки газа низкого давления, вывод из контура циркуляции и утилизацию нецелевых продуктов, при этом сероочистку газа в контуре циркуляции осуществляют после его охлаждения и сепарации до компримирования, дегазацию нефти проводят в двухкаскадной десорбционной колонне, каскады которой связаны только по газу и снабжены струйными тарелками с мелкими щелевидными просечными элементами сечением 2-3 мм2 и суммарным свободным сечением 2-4%, дегазацию нефти и сероочистку газа проводят при абсолютном давлении 0,15-0,25 МПа, компримирование газа - при 0,5-0,9 МПа, выведенный из блока компримирования и подлежащий утилизации нецелевой продукт, газовый бензин, рециклируют в нефть путем смешения в горячей ступени сепарации с выделением товарной нефти. Технический результат - повышение товарных свойств и выход нефти, снижение расхода десорбирующего газа, упрощение технологии.
4 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 ил.
Изобретение относится к способам подготовки сероводородсодержащей нефти к транспортировке и может быть использовано в нефтяной промышленности.
Известен способ комплексной подготовки нефти, включающий обезвоживание и обессоливание и стабилизацию с отбором легких фракций (бензина) в колонне при температуре низа 274°С, щелочную очистку бензина от серосодержащих соединений (Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. - М.: Недра, 1977. - С.226-228).
Недостатком способа являются большие энергозатраты и образование дополнительного количества сероводорода из-за термического разложения нестойких серосодержащих соединений нефти.
Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий продувку нагретой до 100-120°С нефти очищенным от сероводорода газом в отпарной колонне специальной конструкции (Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти зарубежом. М.: Недра, 1983. - С.172-173).
Недостатком способа является существенное снижение выхода товарной нефти из-за потерь низкокипящих бензиновых фракций (С4+) с продувочным газом.
Известен также способ очистки нефти от сероводорода и меркаптанов, включающий обезвоживание и обессоливание, и отдувку в колонне, снабженной регулярной насадкой или контактными устройствами с прямоточным взаимодействием фаз при температуре 35-70°С, абсолютном давлении 0,15-0,50 МПа и удельном расходе газа 4-10 нм3 на 1 тонну нефти. При этом достигается десорбционное удаление 80-95% содержащегося в нефти сероводорода с последующей химической доочисткой нефти реагентом - нейтрализатором (патент RU 2349365, МПК В01D 19/00, опубликовано 20.03.2009).
Основным недостатком данного способа является необходимость химической доочистки нефти и попадания продуктов реакции в товарную нефть, что негативно сказывается на качестве товарной нефти.
Известен способ десорбционной очистки нефти от сероводорода, заключающийся в противоточном пропускании очищенного от сероводорода газа через объем нефти в колонном аппарате с насадкой АВР после концевой ступени сепарации при температуре 50-60°С, абсолютном давлении 0,12 МПа и удельном расходе отдувочного газа 3-9 нм3/м3 (~3,5-10,5 нм3/т), в котором степень очистки составляет 92-97% (Сахабутдинов Р.З., Шаталов А.Н., Гарифуллин P.M., Шипилов Д.Д., Мухаметгалеев P.P. Технология очистки нефти от сероводорода. // Транспорт и подготовка нефти. - 2008. - №7. - С.82-85).
Известен другой режим десорбционной очистки и стабилизации нефти с использованием аппарата типа АВР (Установка глубокой дегазации нефти // «НТ НЕФТЬ И ГАЗ» / Технология и оборудование подготовки и переработки нефти и газа / http:/www.ntng.ru/index 1_5.html, 2007, ООО «НТ Нефть и Газ»). В соответствии с этим режимом дегазацию нефти производят при температуре 45°С, абсолютном давлении 0,25 МПа, расходе десорбирующего попутного газа ~10 нм3/т (~11,5 нм3/т). При этом остаточное содержание сероводорода в нефти снижается с 1000 мг/л до уровня 50 мг/л (~57 ppm) и ниже, а давление насыщенных паров (ДНП) - до 470 мм рт.ст.(62,6 кПа). Заметим, что в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 остаточное содержание сероводорода в нефти вида 1 не должно превышать 20 ppm, a ДНП для нефти группы 1 - 66,7 кПа (500 мм рт.ст.), содержание воды - 0,5 мас.%.
Недостатком способа является снижение выхода товарной нефти из-за потери ею значительного количества пропан-бутановых и бензиновых фракций при повышении расхода отдувочного газа для увеличения степени очистки нефти.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ подготовки нефти и газа, включающий обезвоживание и обессоливание нефти в соответствующем блоке, десорбционную дегазацию с использованием растворенного в нефти газа путем его циркуляции по контуру, включающему блок дегазации нефти с десорбционной колонной и сепаратором горячей ступени сепарации, блок компримирования газа низкого давления, блок сероочистки газа низкого давления, вывод из контура циркуляции и утилизацию нецелевых продуктов (Андреев Е.И., Лесухин С.П. Разработка процесса извлечения сероводорода и стабилизации нефти месторождения Тенгиз отдувкой нефтяным газом // Проблема освоения нефтяных месторождений с аномальными свойствами. - Гипровостокнефть, Куйбышев: 1983. - С.99-111 - прототип). В данном способе десорбционную дегазацию нефти осуществляют с использованием насадочной колонны типа АВР с разделительной способностью 5 теоретических ступеней контакта. Способ позволяет совместить процессы стабилизации нефти и очистки ее от сероводорода.
Недостатком известного способа является невысокая степень очистки и невысокий выход нефти в связи с потерей ею легких бензиновых компонентов (С4+) из-за большого расхода отдувочного (десорбирующего) газа, а также неизбежность выделения и утилизации нецелевых жидкофазных (очищенных и неочищенных) продуктов. Большой расход газа объясняется использованием колонны с недостаточно высокой разделительной способностью.
Задачей изобретения является повышение товарных свойств и выхода нефти, снижение расхода десорбирующего газа, а также упрощение технологии.
Поставленная задача решается описываемым способом комплексной подготовки сероводородсодержащей нефти, включающим обезвоживание и обессоливание сероводородсодержащей нефти в соответствующем блоке, десорбционную дегазацию с использованием растворенного в нефти газа путем его циркуляции по контуру, включающему блок дегазации нефти с двухкаскадной десорбционной колонной и сепаратором горячей ступени сепарации, блок компримирования газа низкого давления, блок сероочистки газа низкого давления, вывод из контура циркуляции и утилизацию нецелевых продуктов, в котором отличительными признаками являются:
- осуществление сероочистки газа в контуре циркуляции после его охлаждения и сепарации до компримирования;
- проведение дегазации нефти в двухкаскадной десорбционной колонне, каскады которой связаны только по газу и снабжены струйными тарелками с мелкими щелевидными просечными элементами с сечением 2-3 мм2 и суммарным свободным сечением 2-4%;
- проведение дегазации нефти и сероочистки газа при абсолютном давлении 0,15-0,25 МПа, компримирование газа при 0,5-0,9 МПа;
- рециклирование выведенного из блока компримирования и подлежащего утилизации нецелевого продукта (газового бензина) в нефть путем смешения в горячей ступени сепарации с выделением товарной нефти.
Кроме того, отличительными признаками заявляемого способа являются:
- осуществление сероочистки газа водным раствором аминов с использованием в абсорбционной и десорбционной колоннах струйных тарелок с мелкими щелевидными просечными элементами с сечением 2-3 мм2 и суммарным свободным сечением 8-12%;
- рециркуляция выводимых из блоков дегазации нефти и сероочистки газа нецелевых продуктов, конденсатов углеводородов и воды, до блока обезвоживания и обессоливания;
- ввод в контур циркуляции растворенного в нефти газа расчетного количества дополнительного углеводородного газа, причем ввод очищенного газа перед колонной дегазации, а неочищенного газа - перед блоком сероочистки газа;
- утилизация балансового избытка очищенного газа путем использования в системах автономного энергоснабжения установки.
Циркуляция растворенного в нефти газа по контуру «блок дегазации нефти - блок сероочистки газа - блок компримирования газа - блок дегазации нефти» позволяет упростить технологическую схему процесса подготовки нефти за счет исключения необходимости очистки жидкофазного нецелевого продукта (газового бензина). Дело в том, что основное количество жидкофазного нецелевого продукта образуется в блоке компримирования после охлаждения и сепарации. В предлагаемом способе газ подвергают сероочистке до компримирования, поэтому не требуется отдельная очистка этого продукта. Аналогичное решение известно из литературы (Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промышленных условиях. - М.: ООО «Недра - Бизнес центр». 1999. - С.225-233). В этом способе газ из колонны направляют непосредственно на сероочистку, в результате туда попадают высококипящие углеводороды, что нежелательно для процесса сероочистки (усиливает вспенивание). В предлагаемом способе этот недостаток устраняют путем охлаждения и сепарации газов после колонны дегазации до сероочистки.
Проведение дегазации нефти в двухкаскадной колонне, каскады которой связаны только по газу (т.е. газовый поток проходит через тарелки обоих каскадов колонны, а нефть, введенная двумя равными потоками на верхние тарелки каскадов порознь, проходит по всем тарелкам каждого каскада также порознь, без смешения этих потоков нефти) и снабжены струйными тарелками с мелкими щелевидными просечными элементами с сечением 2-3 мм2 и суммарным свободным сечением 2-4% повышает эффективность процесса стабилизации нефти (снижение остаточного содержания сероводорода в нефти и давления ее насыщенных паров, а также расхода десорбирующего газа) за счет уменьшения вдвое мольного отношения жидкость:газ, образования тонкослойного мелкодиспергированного потока нефти, а также практически отсутствия провала жидкости даже при очень малом расходе газа. В качестве элемента таких тарелок может быть использовано, например, известное полотно (патент RU 2236900, МПК 7 В01J 19/32, опубликовано 27.09.2004).
Проведение дегазации нефти и сероочистки газа при абсолютном давлении 0,15-0,25 МПа, компримирование газа при 0,5-0,9 МПа способствуют получению нефти с оптимальным сочетанием выхода и товарных свойств (давление насыщенных паров, ДНП, и остаточное содержание сероводорода). Это объясняется следующим образом:
- если давление в колонне дегазации нефти ниже указанного диапазона, оно будет недостаточно для осуществления сероочистки газа;
- если давление выше - оно не обеспечивает требуемое качество нефти;
- при компримировании газа ниже указанного предела снижается выход товарной нефти из-за меньшей конденсации газового бензина;
- при компримировании газа выше указанного предела ДНП товарной нефти может превысить допустимую величину, при этом повышается также расход десорбирующего газа.
Авторам неизвестен способ комплексной подготовки нефти, осуществляемый именно при таком сочетании давлений в блоках дегазации нефти, сероочистки газа и его компримирования.
Рециклирование выведенного из блока компримирования и подлежащего утилизации нецелевого продукта в жидкой фазе, газового бензина, в нефть путем смешения в горячей ступени сепарации позволяет повысить выход товарной нефти за счет возврата газового бензина.
Осуществление сероочистки газа водным раствором аминов с использованием в абсорбционной и десорбционной колоннах струйных тарелок с мелкими щелевидными просечными элементами с сечением 2-3 мм2 и суммарным свободным сечением 8-12% способствует повышению эффективности известного процесса очистки газа (Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и аппаратов переработки углеводородных газов: Справочное пособие. - М.: Химия, 1983. - С.5-55). Эффективность повышается за счет мелкого диспергирования абсорбента и образования развитой межфазной поверхности.
Рециркуляция подлежащих утилизации нецелевых продуктов в жидкой фазе (газового бензина и воды) из блоков дегазации нефти и сероочистки газа в блок обезвоживания и обессоливания нефти способствует упрощению технологии за счет исключения необходимости их очистки. Способ, включающий рециркуляцию бензина в блок обезвоживания и обессоливания установки подготовки нефти, известен из литературы (Зарипов А.Г., Позднышев Г.Н. и др. Подготовка нефти с рециркуляцией части нестабильного бензина на ступень обезвоживания и обессоливания // Сбор, подготовка и транспорт нефти и воды. - Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНИИСПТнефть), Уфа: 1976. - С.63-69). В предлагаемом способе количество этого бензина мало (не более 0,1 мас.%) благодаря более четкому разделению газа и жидкости в колонне десорбции нефти, что снижает дополнительные затраты на рециркуляцию.
Ввод в контур циркуляции растворенного в нефти газа расчетного количества дополнительного углеводородного газа, причем очищенного газа - перед колонной дегазации, а неочищенного газа - перед блоком сероочистки газа, позволяет осуществить процесс подготовки нефти при недостаточном содержании в ней растворенного газа.
Утилизация балансового избытка очищенного газа (при избытке собственного растворенного в нефти газа) путем использования в системах автономного энергосбережения установки (см., например, OPRA Technologies. Энергия для вас и вашего дела. - С.1-17. www.mttby.com/img/opra/pdf), совместно с предыдущим отличительным признаком, обеспечивает ее работу без вовлечения извне тепловой и электрической энергии, а также снижает транспортные расходы.
Выводимый из блока сероочистки газа нецелевой продукт (концентрат сероводорода) может быть утилизирован в блоке получения элементарной серы, например, методом Клауса, что позволяет осуществить весь процесс комплексной подготовки нефти без загрязнения окружающей среды.
Таким образом, совокупность отличительных признаков предлагаемого способа позволяет достигнуть заявленного технического результата: повышение товарных свойств и выхода нефти, упрощение технологии ее подготовки, снижение расхода десорбирующего газа. Кроме того, появляется возможность самообеспечения установки тепловой и электрической энергией и снижения транспортных расходов.
Анализ известных способов и установок подготовки нефти показывает, что в данной области науки и техники нет объекта, аналогичного заявленной совокупности признаков с достижением такого же технического эффекта.
Сущность изобретения поясняется принципиальной технологической схемой, представленной на чертеже.
Нефть с концевой ступени сепарации поступает на установку (УКПН) по линии 1. После смешения с рециркулируемыми по линии 2 нецелевыми продуктами в жидкой фазе из блоков дегазации нефти и сероочистки газа ее подают по линии 3 на блок обезвоживания и обессоливания 4. На этот блок по линии 5 подают также пресную воду, по линии 6 осуществляют сброс пластовой воды, а по линии 7 выводят обессоленную и обезвоженную нефть и направляют ее на блок 8 десорбционной дегазации нефти. Данный поток нефти разделяют на два равных потока и подают по линиям 9 и 10 в двухкаскадную колонну дегазации 11, соответственно на верхние тарелки 12 и 13 каскадов. Все тарелки колонны - струйного типа и снабжены мелкими щелевидными просечными элементами 14. В низ колонны 11 подают по линии 15 циркулирующий десорбирующий (отдувочный) газ. Нефть из колонны 11 направляют по линии 16 в буферную емкость - сепаратор (ступень горячей сепарации) 17, где осуществляют окончательную дегазацию нефти совместно с поступающим (рециклируемым) из блока компримирования по линии 18 нецелевым продуктом в жидкой фазе (газовым бензином). Отсепарированную смесь нефти и газового бензина выводят по линии 19 и насосом 20 направляют по линии 21 в теплообменник 22, в котором эта смесь охлаждается за счет передачи тепла исходной нефти и выводится с установки в качестве товарной нефти по линии 23. Газ сепарации выводят из буферной емкости - сепаратора 17 и совместно с отбираемым с верха колонны 11 газовым потоком 25, а также дополнительным потоком неочищенного газа 26 подают по линии 27 в холодильник 28 и далее по линии 29 - в сепаратор 30. Газовую фазу из сепаратора 30 выводят по линии 31 и направляют на блок аминовой очистки 32, снабженный колонной абсорбции сероводорода водным раствором диэтаноламина и десорбционной колонной с ребойлером для регенерации абсорбента. Жидкую нецелевую углеводородную фазу из этого блока выводят по линии 33 и совместно с нецелевой жидкой фазой (смесью углеводородов и воды) из сепаратора 30, выводимой по линии 34, рециркулируют в исходную нефть по линии 2. Кислый газ, концентрат сероводорода, направляют из блока сероочистки 32 по линии 35 на установку получения элементарной серы. Очищенный газ из блока 32 подают по линии 36 на блок компримирования 37. Компримированные газы после охлаждения и сепарации выводят по линии 38 и совместно с дополнительным потоком очищенного газа, подаваемого по линии 39, рециркулируют в низ десорбционной колонны по линии 15 в качестве десорбирующего газа (суммарный газ).
Балансовый избыток очищенного и компримированного газа выводят по линии 40 и направляют в качестве топлива для выработки тепловой и электрической энергии в мини-ТЭЦ 41, например, на газотурбинную (или газопоршневую) установку с когенератором для утилизации тепла. Часть теплового потока выводят по линии 42 и используют в ребойлере блока аминовой очистки газа 32. Другую часть теплового потока выводят по линии 43 и используют в блоке обезвоживания и обессоливания 4 для нагрева нефти. Эти части теплового потока, используемые для технологических целей, необходимы и достаточны для осуществления способа. Низкотемпературную часть теплового потока выводят по линии 44 и используют в отопительной системе УКПН. Полученную электрическую энергию выводят по линии 45 и используют на удовлетворение внутренних потребностей установки и на другие цели.
Описанный способ иллюстрируется тремя расчетными примерами. Четвертый пример относится к известному способу. В таблице 1 приведены основные материальные потоки установки. Расходы потоков в мас.% рассчитаны для удобства относительно обезвоженной и обессоленной нефти, расход газов приведен без учета сероводорода. В таблице 2 представлены режимные параметры колонн блоков десорбционной дегазации нефти и аминовой очистки газа.
Приведенные в таблицах 1 и 2 данные относятся к предлагаемому способу. В таблицу 3 сведены основные показатели предлагаемого и известного способов.
Следует заметить, что нагрев нефти в печи в предлагаемом способе до 70°С связан с проведением процессов обезвоживания и обессоливания высоковязкой нефти - сырья проектируемой установки.
Пример 1 иллюстрирует возможность осуществления процесса подготовки нефти без вовлечения дополнительного десорбирующего газа в контур циркуляции. Однако при этом балансовый избыток газа, используемый в качестве топлива, недостаточен для самообеспечения установки тепловой энергией, требуемой по технологии.
В примере 2 необходимое и достаточное количество тепловой энергии, требуемой по технологии, обеспечивается путем ввода дополнительного очищенного от сероводорода углеводородного газа.
Пример 3 иллюстрирует возможность полного обеспечения установки тепловой энергией, включая ее отопительную систему, а также электрической энергией.
Пример 4 относится к известному способу. В таблице 3 сопоставлены основные показатели предлагаемого и известного способов.
Как видно из приведенных данных, основные показатели процесса в предлагаемом способе по сравнению с прототипом улучшены:
- в товарной нефти снижается содержание сероводорода на 6,4 ppm и давление насыщенных паров на 129 мм рт.ст.;
- выход нефти повышается в среднем на 0,8 мас.%;
- расход десорбирующего газа снижается в 2,4 раза;
- не требуется отбор и очистка газового бензина от сероводорода.
Приведенные примеры доказывают, что предлагаемый способ позволяет решить поставленную задачу повышения товарных свойств и выхода нефти при упрощении технологии и существенном снижении расхода десорбирующего газа.
| Таблица 1 | |||
| Наименование, размерность расхода и номер потока | Расход потока | ||
| Пример 1 | Пример 2 | Пример 3 | |
| Нефть на установку (1): | |||
| мас.% | 104,69 | 104,69 | 104,71 |
| кг/ч | 238126,6 | 238126,6 | 238126,6 |
| в том числе: | |||
| газы | 2407,9 | 2407,9 | 2407,9 |
| H2S | 119,1 | 119,1 | 119,1 |
| Н2O | 11896,8 | 11896,8 | 11896,8 |
| Нефть обезвоженная и обессоленная (7): | |||
| мас.% | 100,00 | 100,00 | 100,00 |
| кг/ч | 227474,7 | 227456,7 | 227450,9 |
| в том числе: | |||
| газы | 2577,5 | 2409,7 | 2409,9 |
| H2S | 109,1 | 109,1 | 109,1 |
| Н2О | 1136,8 | 1136,8 | 1136,8 |
| Циркулирующий десорбирующий газ (38): | |||
| мас.% | 0,8439 | 0,5690 | 0,3757 |
| кг/ч | 1908,8 | 1542,4 | 854,2 |
| в том числе: | |||
| газы | 1623,6 | 1294,3 | 671,8 |
| H2S | 0,0515 | 0,0426 | 0,0191 |
| Н2О | 7,5 | 6,4 | 3,7 |
| Дополнительный десорбирующий газ (39): | |||
| мас.% | - | 0,0324 | 0,1224 |
| кг/ч | - | 73,7 | 278,3 |
| в том числе: | |||
| газы | - | 71,2 | 268,7 |
| H2S | - | 0,0147 | 0,0557 |
| Н2O | - | 0,0007 | 0,0028 |
| Нефть товарная (23): | |||
| мас.% | 99,74 | 99,67 | 99,43 |
| кг/ч | 226890,3 | 226680,3 | 226162,0 |
| в том числе: | |||
| газы | 2265,7 | 2083,2 | 1676,1 |
| H2S | 1,17 | 1,17 | 1,12 |
| Н2O | 940,3 | 962,2 | 973,2 |
| Топливный газ (40): | |||
| мас.% | 0,0600 | 0,1982 | 0,5213 |
| кг/ч | 136,4 | 450,9 | 1185,9 |
| в том числе: | |||
| газы | 116,0 | 378,4 | 932,5 |
| H2S | 0,004 | 0,012 | 0,020 |
| Н2O | 0,539 | 1,871 | 4,0 |
| Кислый газ (35): | |||
| мас.% | 0,0604 | 0,0591 | 0,0572 |
| кг/ч | 137,4 | 134,5 | 130,1 |
| в том числе: | |||
| газы | 23,9 | 20,8 | 16,8 |
| H2S | 107,9 | 108,3 | 108,1 |
| H2O | 5,5 | 5,4 | 5,2 |
| Таблица 2 | |||
| Наименование и размерность параметра по колоннам | Численное значение параметра | ||
| Пример 1 | Пример 2 | Пример 3 | |
| Десорбер блока десорбционной | |||
| дегазации нефти: | |||
| - температура верха, °С | 72 | 70 | 69 |
| - температура в зоне питания, °С | 70 | 70 | 70 |
| - температура низа, °С | 71 | 70 | 70 |
| - давление верха, МПа | 0,200 | 0,200 | 0,200 |
| - давление в зоне питания, МПа | 0,200 | 0,200 | 0,200 |
| - давление низа, МПа | 0,225 | 0,225 | 0,225 |
| Абсорбер блока очистки газа: | |||
| - температура верха, °С | 42 | 42 | 42 |
| - температура в зоне питания, °С | 35 | 35 | 35 |
| - температура низа, °С | 44 | 44 | 44 |
| - давление верха, МПа | 0,160 | 0,160 | 0,160 |
| - давление в зоне питания, МПа | 0,180 | 0,180 | 0,180 |
| - давление низа, МПа | 0,180 | 0,180 | 0,180 |
| Десорбер блока очистки газа: | |||
| - температура верха, °С | 113 | 114 | 114 |
| - температура в зоне питания, °С | 108 | 108 | 108 |
| - температура низа, °С | 121 | 121 | 121 |
| - давление верха, МПа | 0,170 | 0,170 | 0,170 |
| - давление в зоне питания, МПа | 0,174 | 0,174 | 0,174 |
| - давление низа, МПа | 0,190 | 0,190 | 0,190 |
| Таблица 3 | ||||
| Наименование и размерность показателя | Численное значение показателя | |||
| Предлагаемая технология | Известная технология | |||
| Пример 1 | Пример 2 | Пример 3 | Пример 4 | |
| Удельный расход дополнительного десорбирующего газа, нм3/т | - | 0,396 | 1,495 | - |
| Удельный расход суммарного десорбирующего газа, нм3/т | 4,616 | 4,357 | 3,781 | 14,386 |
| Содержание сероводорода в нефти перед блоком дегазации, ррm | 480 | 480 | 480 | 1198 |
| Содержание сероводорода в товарной нефти, ррm | 5,0 | 5,0 | 5,0 | 11,4 |
| Давление насыщенных паров нефти перед блоком дегазации, кПа (мм рт.ст.) | 60,6 (455) | 60,6 (455) | 60,6 (455) | 77,9 (584) |
| Давление насыщенных паров товарной нефти, кПа (мм рт.ст.) | 48,2 (362) | 45,4 (340) | 38,2 (287) | 62,3 (467) |
| Выход нефти, мас.% | 99,74 | 99,67 | 99,43 | 98,78 |
| Число теоретических тарелок в десорбционной колонне, шт. | 12 | 12 | 12 | 5 |
| Абсолютное давление в десорбционной колонне, МПа | 0,200 | 0,200 | 0,200 | 0,250 |
| Температура нагрева нефти в печи, °С | 70 | 70 | 70 | 40 |
| Степень самообеспечения энергией, %: | ||||
| - тепловая энергия, требуемая по технологии | 30 | 100 | 100 | - |
| - тепловая энергия для отопительной системы установки | - | - | 100 | - |
| - электрическая энергия | - | - | более 100 | - |
| Необходимость отбора и очистки газового бензина от сероводорода | нет | нет | нет | да |
1. Способ комплексной подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий обезвоживание и обессоливание сероводородсодержащей нефти в соответствующем блоке, десорбционную дегазацию с использованием растворенного в нефти газа путем его циркуляции по контуру, включающему блок дегазации нефти с двухкаскадной десорбционной колонной и сепаратором горячей ступени сепарации, блок компримирования газа низкого давления, блок сероочистки газа низкого давления, вывод из контура циркуляции и утилизацию нецелевых продуктов, отличающийся тем, что сероочистку газа в контуре циркуляции осуществляют после его охлаждения и сепарации до компримирования, дегазацию нефти проводят в двухкаскадной десорбционной колонне, каскады которой связаны только по газу и снабжены струйными тарелками с мелкими щелевидными просечными элементами сечением 2-3 мм2 и суммарным свободным сечением 2-4%, дегазацию нефти и сероочистку газа проводят при абсолютном давлении 0,15-0,25 МПа, компримирование газа - при 0,5-0,9 МПа, выведенный из блока компримирования и подлежащий утилизации нецелевой продукт, газовый бензин, рециклируют в нефть путем смешения в горячей ступени сепарации с выделением товарной нефти.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что сероочистку газа осуществляют водным раствором аминов с использованием в абсорбционной и десорбционной колоннах струйных тарелок с мелкими щелевидными просечными элементами сечением 2-3 мм2 и суммарным свободным сечением 8-12%.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что выводимые из блоков дегазации нефти и сероочистки газа нецелевые продукты, конденсаты углеводородов и воды, рециркулируют в нефть до блока обезвоживания и обессоливания.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в контур циркуляции растворенного в нефти газа вводят расчетное количество дополнительного углеводородного газа, причем очищенный газ вводят перед колонной дегазации нефти, а неочищенный газ - перед блоком сероочистки газа.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что балансовый избыток очищенного газа утилизируют путем использования в системах автономного энергоснабжения установки.
