Способ очистки нефти от сероводорода
Владельцы патента RU 2417247:
Общество с ограниченной ответственностью "ПечорНИПИнефть" (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам очистки сероводородсодержащей нефти. Описан способ очистки нефти от сероводорода, включающий ступенчатую сепарацию, нейтрализацию остаточных количеств сероводорода введением в нефть реагента-нейтрализатора с последующим их смешением с помощью смесителя и выдержку полученной жидкости в емкостях, в котором осуществляют подогрев дегазированной нефти после первой ступени сепарации, вводят в дегазированную нефть реагент-нейтрализатор после второй ступени сепарации, осуществляют ввод воды в нефть перед смешением ее с реагентом-нейтрализатором сероводорода в смесителе при обводненности дегазированной нефти от более чем 0 до менее 15%, ведут контроль за выпадением осадка с помощью фильтров, установленных после смесителя, а выдержку полученной смеси в емкостях осуществляют в динамических условиях. Технический результат - упрощение технологии очистки нефти от сероводорода при обеспечении остаточного содержания сероводорода в очищенной нефти в зависимости от производственных задач, обеспечение остаточного содержания сероводорода в очищенной нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам очистки сероводородсодержащей нефти, и может быть использовано при разработке месторождений как в начальный период разработки, так и на более поздних стадиях.
Известен способ очистки нефти от сероводорода, включающий многоступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание, отдувку сероводородсодержащим газом в десорбционной колонне, ввод и перемешивание с нейтрализатором сероводорода - монометанолэтаноламином, причем после ввода монометанолэтаноламина в нефть дополнительно подают до 10% пресной промывочной воды, причем указанные процессы осуществляют перед ступенью обессоливания (патент РФ 2305123 от 20.03.2006 г., МПК C10G 29/20).
Недостатком данного способа является сложность технологического процесса, а также загрязнение очищенной нефти азоторганическими соединениями, образующимися в результате протекания реакций нейтрализации, остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов применяемыми метанолэтаноламинами, что препятствует использованию способа в промышленности.
Прототипом заявляемого способа является способ очистки нефти от сероводорода, включающий ступенчатую сепарацию, нейтрализацию остаточных количеств сероводорода введением в нефть реагента-нейтрализатора с последующим их смешением с помощью смесителя и выдержку полученной жидкости в емкостях (патент РФ 2283856 от 19.12.2003 г., МПК C10G 19/02). Согласно способу после прохождения двух ступеней очистки в сепараторах нефть поступает на установку очистки нефти, где осуществляют ее подогрев, деэмульсацию и сброс пластовой воды с последующей сепарацией нефти в сепараторе горячей ступени. Затем продолжают очистку нефти в десорбере, где осуществляют отдувку нефти углеводородным газом. Частично очищенную нефть из десорбера смешивают с помощью смесителя с реагентом-нейтрализатором сероводорода, при этом в качестве реагента используют водно-щелочной раствор нитрита натрия или водный раствор сульфита и бисульфита натрия.
Недостатком данного способа является сложность технологического процесса очистки нефти от сероводорода.
Задачей предлагаемого способа является упрощение технологии очистки нефти от сероводорода при обеспечении остаточного содержания сероводорода в очищенной нефти в зависимости от производственных задач, в том числе обеспечение остаточного содержания сероводорода в очищенной нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, согласно которому массовая доля сероводорода в нефти не должна превышать 100 ppm, то есть по содержанию сероводорода очищенная нефть должна соответствовать товарной нефти вида 2.
Поставленная задача достигается тем, что для очистки нефти от сероводорода осуществляют ступенчатую сепарацию, нейтрализацию остаточных количеств сероводорода введением в нефть реагента-нейтрализатора с последующим их смешением с помощью смесителя и выдержку полученной жидкости в емкостях.
Существенными отличительными признаками заявляемого изобретения являются следующие:
- осуществляют подогрев дегазированной нефти после первой ступени сепарации;
- вводят в дегазированную нефть реагент-нейтрализатор после второй ступени сепарации;
- ведут контроль за выпадением осадка с помощью фильтров, установленных после смесителя;
- выдержку полученной смеси в емкостях осуществляют в динамических условиях;
- осуществляют ввод воды в нефть перед смешением ее с реагентом-нейтрализатором сероводорода в смесителе при обводненности дегазированной нефти от более чем 0 до менее 15%;
- подогрев дегазированной нефти осуществляют до температуры 40-60°С;
- используют в качестве реагента-нейтрализатора сероводорода реагент, например «Колтек ПС 1657», включающий диэтилдиамин.
Указанная совокупность существенных признаков позволяет упростить технологию очистки нефти от сероводорода. Лабораторными исследованиями и опытно-промысловыми испытаниями доказано, что при заявляемой последовательности операций, обеспечивая оптимальную температуру нагрева дегазированной нефти и оптимальное время выдержки в динамических условиях смеси реагента-нейтрализатора сероводорода с сероводородсодержащей нефтью путем изменения количества вводимого реагента-нейтрализатора можно получить очищенную нефть с необходимым остаточным содержанием сероводорода. Таким образом, появляется возможность регулирования остаточного количества сероводорода в очищенной нефти в зависимости от производственных задач, в том числе получения остаточного содержания сероводорода в нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, согласно которому массовая доля сероводорода в нефти не должна превышать 100 ppm, то есть по содержанию сероводорода очищенная нефть соответствует товарной нефти вида 2.
Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения не выявлены в известных решениях и являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение соответствует критерию изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как выпускаемое промышленностью оборудование и реагенты, а также технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.
На фиг.1 изображена схема осуществления способа.
На фиг.2 приведена зависимость эффективности работы реагента-нейтрализатора сероводорода «Колтек ПС 1657» от температуры при выдержке смеси в динамических условиях в течение двух часов, полученная в лабораторных условиях.
Схема включает подающий трубопровод 1 сырой нефти, нефтегазовый сепаратор 2 первой ступени сепарации, узел 3 сброса и сжигания на факеле сероводородсодержащего газа, устройство 4 нагрева нефти, нефтегазовый сепаратор 5 второй ступени сепарации, узел 6 контроля остаточного содержания сероводорода и воды в дегазированной нефти, узел 7 дозирования реагента-нейтрализатора, узел 8 ввода воды, смеситель 9 дегазированной нефти и реагента-нейтрализатора сероводорода, фильтры 10 для улавливания осадка, буферные емкости 11 для выдержки смеси в динамических условиях, узел 12 учета нефти, резервуары 13 для сбора очищенной нефти.
Способ осуществляют следующим образом. Сероводородсодержащую нефть из скважин направляют по трубопроводу 1 сырой нефти в нефтегазосборный пункт, где в нефтегазовом сепараторе 2 осуществляют первую ступень сепарации. Количество сепараторов зависит от объема добываемой продукции. При увеличении обводненности добываемой продукции устанавливают нефтеводогазосепараторы для дополнительного сброса свободной воды. Сброшенная пластовая вода может быть утилизирована, например, в поглощающую скважину (на схеме не показано). Возможны другие варианты использования сброшенной пластовой воды. Выделившийся в сепараторе 2 сероводородсодержащий газ направляют в узел 3 сброса и сжигания на факеле. Отделившуюся в нефтегазовом сепараторе 2 нефть направляют в устройство нагрева нефти 4. В качестве устройства для нагрева нефти может быть использован, например, путевой подогреватель типа ПП-0,63. Количество нагревателей зависит от объема добываемой продукции. Подогрев дегазированной нефти осуществляют до температуры 40-60°С. Подогретую нефть направляют в нефтегазовый сепаратор 5 второй ступени сепарации. Отделившийся газ из сепараторов 5 также направляют в узел 3 сброса и сжигания на факеле, а дегазированную нефть направляют в смеситель 9, перед которым монтируют узел 8 ввода воды. До поступления нефти в смеситель 9 осуществляют в узле 6 контроль остаточного содержания сероводорода и воды в дегазированной нефти. Перед смешением нефти с реагентом-нейтрализатором сероводорода при обводненности дегазированной нефти от более чем 0 до менее 15% осуществляют в нефть ввод воды для растворения продуктов реакции реагента-нейтрализатора и сероводорода. Целесообразно использовать с этой целью пресную воду. Возможен вариант использования пластовых вод, совместимых с водой попутно добываемой с нефтью. Подготовленная нефть и реагент-нейтрализатор из емкости 7 одновременно поступают в смеситель 9, например кавитатор, где образуется стойкая эмульсия из несмешивающихся в стандартных условиях жидкостей: нефти и реагента-нейтрализатора сероводорода. Для обеспечения оптимальных условий работы кавитатора перед ним устанавливают насос, например центробежный, для создания перепада давления на входе и выходе из кавитатора. При пропускании жидкостей через кавитатор происходит диспергирование частиц нефти и реагента-нейтрализатора сероводорода, которые в итоге образуют однородную массу. Работа реагента-нейтрализатора сероводорода происходит на границе раздела фаз «нефть-вода», в результате образованная в кавитаторе дисперсия способствует усилению массообмена, сокращая время реагирования нейтрализатора сероводорода с нефтью. Полученная на выходе из кавитатора однородная масса хорошо растворяется в нефти, поэтому возможен вариант пропускания через кавитатор 5-10% объема очищаемой нефти и всего объема реагента-нейтрализатора сероводорода. Затем образованную дисперсию вводят в основной поток нефти, в котором дисперсия легко растворяется, обеспечивая эффективную работу реагента-нейтрализатора сероводорода, при этом сокращаются затраты электроэнергии на образование всего объема дисперсии. В качестве смесителя также могут быть использованы иные конструкции перемешивающих устройств, работающих аналогично кавитатору, например струйные пассивные гомогенизаторы, при этом ввод реагента-нейтрализатора сероводорода осуществляют, например, через распылительные форсунки. В качестве реагента-нейтрализатора сероводорода может быть использован реагент, например «Колтек ПС 1657», включающий диэтилдиамин. Режим подачи реагента-нейтрализатора сероводорода - непрерывное дозирование, так как при прекращении подачи реагента процесс нейтрализации сероводорода в продукции прекращается. Количество реагента-нейтрализатора сероводорода определено расчетным путем и подтверждено опытно-промысловыми испытаниями. При выходе смеси нефти с реагентом-нейтрализатором сероводорода из смесителя осуществляют контроль за выпадением осадка в фильтрах 10, установленных после смесителя 9. При выпадении осадка в фильтрах 10 увеличивают ввод воды в нефть до 15% перед смешением ее с реагентом-нейтрализатором сероводорода в смесителе. После прохождения через смеситель 9 и фильтры 10 образовавшийся поток смеси поступает, например, самотеком в буферные емкости 11, то есть осуществляют выдержку полученной смеси в динамических условиях и завершают процесс нейтрализации сероводорода в нефти. Количество буферных емкостей 11 определяют с учетом времени реакции реагента-нейтрализатора и сероводорода, содержащегося в нефти, которое установлено на основании лабораторных испытаний. Затем очищенная нефть проходит через узел учета нефти 12, где определяют остаточное содержание сероводорода в нефти, температуру нефти и другие необходимые параметры. По всей технологической линии очистки сероводородсодержащей нефти в необходимых точках устанавливают пробоотборники, термометры, образцы-свидетели для определения влияния качества очищенной нефти на коррозионную активность трубопроводного металла и другие необходимые приборы (позициями на схеме не показаны).
Очищенную нефть подают в накопительные резервуары 13 нефтегазосборного пункта.
Часть очищенной нефти из буферных емкостей 11 и (или) накопительных резервуаров 13 отбирают и используют для собственных нужд. Остальную нефть подают на насосы, которые откачивают нефть в межпромысловый нефтепровод.
Эффективность применения реагента-нейтрализатора сероводорода контролируют методом измерения исходного и остаточного содержания сероводорода в нефти. Исходное содержание сероводорода определяют в нефти на входе в нефтегазовый сепаратор первой ступени. Остаточное содержание сероводорода определяют в подготовленной нефти на узле 12 учета нефти.
При производственной необходимости, например при применении трубопровода с внутренним специальным покрытием, например эпоксидным, имеющим ограничение по содержанию сероводорода в перекачиваемой нефти до 300 ppm, осуществляют очистку добываемой сероводородсодержащей нефти до требуемого остаточного содержания сероводорода 300 ppm, при этом осуществляют только расчет количества реагента-нейтрализатора сероводорода, без изменения последовательности операций по очистке сероводородсодержащей нефти.
Таким образом, предлагаемый способ, благодаря установленной последовательности операций, позволяет очистить добываемую сероводородсодержащую нефть до требуемого остаточного содержания сероводорода в зависимости от производственных задач только путем регулирования количества подаваемого реагента-нейтрализатора сероводорода.
Были проведены лабораторные исследования для определения эффективности использования различных реагентов-нейтрализаторов сероводорода.
Исследования проводились на нефтях скважин №1 и №2 Баяндыского месторождения Республики Коми. Содержание сероводорода в нефти (I ст.сепарации) 3000 ppm. Плотность нефти при 20°С составляет 810,0 кг/м3 (скв.1), 825,6 кг/м3 (скв.2); динамическая вязкость при 20°С составляет 2,99 сП (скв.1), 6,762 сП (скв.2). Содержание в нефти воды 0 мас.% (скв.1), 0,8 мас.% (скв.2); солей 16,5 мг/л (скв.1), 44,4 мг/л (скв.2); серы 0,33 мас.% (скв.1), 4,83 мас.% (скв.2); парафина 3,87 мас.% (скв.1), 4,829 мас.% (скв.2); смол 3,16 мас.% (скв.1), 0 мас.% (скв.2); асфальтенов 0,09 мас.% (скв.1),0,256 мас.% (скв.2); мехпримесей 0,04 мас.% (скв.1) 1,259, мас.% (скв.2).
Реагент дозировался в объемном соотношении 10 частей реагента на 1 часть сероводорода. Были испытаны реагенты: Колтек ПС 1657, Gas Treat К131М (Марка Е), Gas Treat K131M (Марка С), HSW 82165, ASULPHER 6001, Полиэкс м. ПС-1, Полиэкс м. ПС-2, Норуст SC 54, НСМБ - 1 (А), НСМБ - 1 (Б), Пральт - 43 Н, Пральт - 43 Н-1 и другие.
По результатам лабораторных испытаний были отобраны для условий Баяндыского месторождения следующие реагенты-нейтрализаторы сероводорода: «Колтек ПС 1657», включающий диэтилдиамин и «Gas Treat К131М» (Марка С), включающий формальдегид.
Были проведены лабораторные испытания по определению эффективности нейтрализации сероводорода реагентом «Колтек ПС 1657» в зависимости от времени реагирования и температуры нагрева.
Исследованию была подвергнута разгазированная нефть со скважины 1 Баяндыского месторождения с исходным содержанием сероводорода 553,8 ppm. Исходную пробу в объеме 100 мл помещают в колбу, вводят с помощью микрошприца реагент из расчета 10 частей реагента на 1 часть сероводорода, закрывают колбу пробкой, перемешивают смесь с помощью магнитной мешалки и нагревают. Обработанную нефть выдерживают при различной температуре и времени реагирования. Наряду с обработанной пробой в аналогичных условиях выдерживают холостую пробу, в которую не добавляют реагент. Эффективность работы поглотителя сероводорода рассчитывают в зависимости от холостой пробы, выдержанной в аналогичных условиях, то есть учитывают естественные потери. После проведения испытаний определяют остаточное содержание сероводорода методом отдувки сероводорода инертным газом, поглощением его подкисленным раствором хлористого кадмия с последующим иодиметрическим определением образовавшегося сульфида кадмия или по ГОСТ Р 50802-95 «Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов».
Результаты исследований в зависимости от температуры и времени испытаний представлены в таблице 1.
| Таблица 1 | ||||||
| Исследуемая среда | Время испытаний, час | Темпера тура, °С | Исходное содержание сероводорода, мг/дм3 | Содержание сероводорода в холостой пробе, мг/дм3 | Содержание сероводорода после испытаний, мг/дм3 | Эффективность, % |
| Нефтяная эмульсия Скв.1 Баяндыское месторождение | 2 | 20 | 553,8 | 550,2 | 359,3 | 34,7 |
| 40 | 476,5 | 198,7 | 58,3 | |||
| 60 | 416,2 | 42,9 | 89,7 | |||
| 70 | 411,7 | 41,7 | 89,9 | |||
| 4 | 20 | 548,4 | 161,9 | 70,5 | ||
| 40 | 460,8 | 68,2 | 85,2 | |||
| 60 | 402,6 | 40,2 | 90,0 | |||
| 70 | 401,1 | 39,5 | 90,2 | |||
| 6 | 20 | 528,2 | 105,6 | 80,0 | ||
| 40 | 398,7 | 51,1 | 87,2 | |||
| 60 | 368,4 | 25,6 | 93,1 | |||
| 70 | 361,1 | 23,9 | 93,4 |
Эффективность работы реагента-нейтрализатора сероводорода «Колтек ПС 1657» в зависимости от температуры при выдержке смеси в течение двух часов также представлена в виде графической зависимости на фиг 2.
Лабораторные исследования показали, что целесообразной температурой нагрева нефти для эффективной работы реагента нейтрализатора сероводорода является температура в интервале 40-60°С. При снижении температуры ниже 40°С эффективность работы реагента уменьшается ниже 50% при двухчасовой выдержке. Повышение температуры нагрева выше 60°С вызывает незначительное повышение эффективности работы реагента независимо от времени выдержки смеси, но возрастают затраты на нагрев нефти, что в целом приведет к снижению эффективности технологического процесса. На основании исследований установлено, что оптимальный температурный режим продукции в системе при нейтрализации сероводорода - 50°С при времени нейтрализации сероводорода в течение 2 часов. При увеличении времени реагирования нейтрализатора-сероводорода с сероводородсодержащей нефтью целесообразно снижение температуры нагрева нефти до 40°С.
В процессе лабораторных испытаний также было исследовано влияние условий выдержки смеси сероводородсодержащей нефти с реагентом-нейтрализатором «Колтек ПС 1657» в статических и динамических условиях на результаты очистки сероводородсодержащей нефти. В процессе исследований установлено, что при одном и том же расходе реагента-нейтрализатора сероводорода при выдержке в динамических условиях, например, путем самотека смеси сероводородсодержащей нефти и реагента-нейтрализатора заданное остаточное количество сероводорода в очищаемой нефти достигается за более короткое время, чем при выдержке такой же смеси в статических условиях.
Для определения расхода реагента-нейтрализатора сероводорода «Колтек ПС 1657» в зависимости от расхода продукции и содержания сероводорода выполнены стехиометрические расчеты.
Расход реагента-нейтрализатора сероводорода определен по формуле
,
где Qреаг - расход реагента, л/час; Qж - количество обработанной жидкости, т/час; Н - удельный расход реагента, г/г (10 г реагента / 1 г H2S); 
- исходная концентрация сероводорода в продукции скважины, г/т; ρ - плотность реагента, г/см3.
Стехиометрические расчеты позволили определить удельный расход реагента в зависимости от содержания сероводорода для значений от 1000 ppm, 1100, 1200, 1300 ppm и так далее до 3000 ppm с интервалом каждые 100 ppm, а также количества обрабатываемой нефти от 500 т/сут, 520, 540, 560 т/сут и так далее до 1200 т/сут с интервалом каждые 20 т/сут.
Результаты лабораторных исследований, позволившие выбрать наиболее оптимальные реагенты - нейтрализаторы сероводорода, установить расход реагента-нейтрализатора, температуру нагрева нефти, условия и время выдержки смеси сероводородсодержащей нефти и реагента-нейтрализатора сероводорода, а также стехиометрические расчеты, были использованы при проведении испытаний, проводимых с июня 2008 г. по настоящее время на Баяндыском месторождении. В процессе опытно-промысловых испытаний было исследовано влияние места подогрева дегазированной нефти и места ввода реагента- нейтрализатора сероводорода в дегазированную нефть. В процессе испытаний установлено, что наиболее эффективные результаты по остаточному содержанию количества сероводорода в очищенной нефти достигаются при подогреве дегазированной нефти после первой ступени сепарации и вводе реагента-нейтрализатора в дегазированную нефть после второй ступени сепарации. Также в процессе опытно-промысловых испытаний было проверено влияние наличия в нефти воды на протекание реакции реагента-нейтрализатора сероводорода и сероводорода, содержащегося в нефти. Чаще всего при обводненности нефти менее 10% продукты реакции реагента-нейтрализатора и сероводорода выпадают в осадок, поэтому перед смешением нефти с реагентом-нейтрализатором сероводорода при обводненности нефти менее 10% осуществляют в нефть ввод воды для растворения продуктов реакции реагента-нейтрализатора и сероводорода в количестве до 10%. Целесообразно использовать с этой целью пресную воду. Возможен вариант использования пластовых вод, совместимых с водой, попутно добываемой с нефтью. При выходе смеси нефти с реагентом-нейтрализатором сероводорода из смесителя осуществляют контроль за выпадением осадка в фильтрах 10, установленных после смесителя 9. При выпадении осадка в фильтрах 10 осуществляют из узла 8 ввод воды в нефть в количестве до 15% перед смешением ее с реагентом-нейтрализатором сероводорода в смесителе. Возможно при существенном увеличении количества сероводорода в добываемой нефти также увеличение количества вводимого реагента-нейтрализатора сероводорода и соответственно увеличение количества вводимой в нефть воды перед смешением ее с реагентом-нейтрализатором сероводорода. В дальнейшем в процессе проведения опытно-промысловых испытаний при установленной последовательности операций и принятом времени выдержки смеси в динамических условиях в течение 6 часов уточнялось влияние температуры нагрева сероводородсодержащей нефти и расхода реагента-нейтрализатора на остаточное количество сероводорода в очищенной нефти в зависимости от производственных задач, а именно до обеспечения остаточного содержания сероводорода в очищенной нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, согласно которому массовая доля сероводорода в нефти не должна превышать 100 ppm, то есть по содержанию сероводорода очищенная нефть должна соответствовать товарной нефти вида 2. Также при проведении опытно-промысловых испытаний устанавливалось количество реагента-нейтрализатора сероводорода при очистке сероводородсодержащей нефти с остаточным содержанием сероводорода в нефти до 300 ppm при применении трубопровода с внутренним специальным покрытием, например эпоксидным, имеющим ограничение по содержанию сероводорода в перекачиваемой нефти до 300 ppm.
Очистку сероводородсодержащей нефти при проведении опытно-промысловых испытаний осуществляют следующим образом. Нефть с двух добывающих скважин поступает в нефтегазосборный пункт на первую ступень сепарации при давлении до 0,5 МПа и температуре 10-20°С в два нефтегазовых сепаратора V=100 м3. Сепарация происходит при давлении 0,5-0,4 МПа. Отделившуюся нефть из сепаратора первой ступени направляют в устройство нагрева нефти. В качестве устройства для нагрева нефти использованы путевые подогреватели типа ПП-0,63АЖ, работающие на жидком топливе, где происходит нагрев нефти до температуры +50°С. В качестве топлива для ПП-0,63АЖ используют как дизельное топливо, так и очищенную нефть. Нагретая нефть поступает на нефтегазосепараторы второй ступени, где происходит ее дальнейшая дегазация при давлении ~ 0,15 МПа. В процессе очистки нефти осуществляют контроль остаточного содержания сероводорода и воды в дегазированной нефти и при обводненности нефти от более чем 0 до менее 15%, осуществляют ввод воды, например пресной. Предварительно введенная в нефть вода способствует растворению продуктов реакции реагента-нейтрализатора и сероводорода, предотвращая выпадение осадка. Очищенную нефть одновременно с реагентом-нейтрализатором сероводорода, например Колтек ПС 1657, подаваемым через блок дозирования БДР-2-750/6-06-04-3-УХЛ1, с помощью насосов подают в кавитатор. Кавитатор представляет из себя струйно-вихревой смеситель СВС-17, монтирующийся на линии потока. Пропускная способность линии рассчитана на 20 м3/ч добываемой жидкости (480 м3/сут). Кавитатор обеспечивает интенсивное смешивание нейтрализатора сероводорода и водонефтяной жидкости с целью обеспечения лучших условий массообмена. После прохождения через кавитатор поток водонефтяной смеси проходит через фильтры, с помощью которых ведут контроль за выпадением осадка. При выпадении осадка в фильтрах 10 осуществляют ввод воды в нефть перед смесителем через узел 8 в количестве до 15%. Далее поток жидкости поступает в зону реагирования - буферные емкости 11, например, самотеком, за счет разницы в уровнях расположения буферных емкостей, где осуществляют выдержку полученной жидкости в динамических условиях. Давление сепарации в буферных емкостях первой линии составляет ~ 0,3 МПа, в буферных емкостях второй линии составляет ~ 0,05 МПа. Варьируя количеством буферных емкостей можно регулировать время выдержки смеси для завершения реакции реагента-нейтрализатора сероводорода с сероводородсодержащей нефтью. Очищенную нефть подают в накопительные резервуары 13 нефтегазосборного пункта.
Проанализированы результаты проведения опытно-промысловых исследований за период с июня 2008 г. по сентябрь 2009 г. Исследования проводились при температуре нагрева нефти до 40°С, 50°С и 60°С при времени реагирования реагента-нейтрализатора с сероводородсодержащей нефтью в течение 6 часов. Определяли минимальный расход реагента при различном содержании сероводорода в нефти на входе в сепаратор первой ступени для получения в очищенной нефти остаточного содержания сероводорода в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, согласно которому массовая доля сероводорода в нефти не должна превышать 100 ppm, то есть по содержанию сероводорода очищенная нефть должна соответствовать товарной нефти вида 2. Также определяли минимальный расход реагента при различном содержании сероводорода в нефти на входе в сепаратор первой ступени для получения в очищенной нефти остаточного содержания сероводорода 300 ppm для решения производственной задачи.
Усредненные результаты испытаний приведены в таблицах 2-4.
| Таблица 2 | |
| Параметр эффективности: нагрев нефти до 40°С | Реагент Колтек ПС-1657 Дозировка, кг/т |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 1500 ppm | 7,2 |
| на выходе из буферных емкостей - 100 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 2600 ppm | 7,65 |
| на выходе из буферных емкостей - 100 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 3000 ppm | 8,95 |
| на выходе из буферных емкостей - 100 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 1500 ppm | 6,9 |
| на выходе из буферных емкостей - 300 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 2600 ppm | 7,2 |
| на выходе из буферных емкостей - 300 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 3000 ppm | 7,6 |
| на выходе из буферных емкостей - 300 ppm |
| Таблица 3 | |
| Параметр эффективности: нагрев нефти до 50°С | Реагент Колтек ПС-1657 Дозировка, кг/т |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 1500 ppm | 7,0 |
| на выходе из буферных емкостей - 100 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 2600 ppm | 7,5 |
| на выходе из буферных емкостей - 100 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 3000 ppm | 8,5 |
| на выходе из буферных емкостей - 100 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 1500 ppm | 6,7 |
| на выходе из буферных емкостей - 300 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 2600 ppm | 6,9 |
| на выходе из буферных емкостей - 300 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 3000 ppm | 7,4 |
| на выходе из буферных емкостей - 300 ppm |
| Таблица 4 | |
| Параметр эффективности: нагрев нефти до 60°С | Реагент Колтек ПС-1657 Дозировка, кг/т |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 1500 ppm | 6,9 |
| на выходе из буферных емкостей - 100 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 2600 ppm | 7,45 |
| на выходе из буферных емкостей - 100 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 3000 ppm | 8,0 |
| на выходе из буферных емкостей - 100 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 1500 ppm | 6,6 |
| на выходе из буферных емкостей - 300 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 2600 ppm | 6,8 |
| на выходе из буферных емкостей - 300 ppm | |
| Изменение содержания H2S: | |
| на входе в сепаратор 1 ст. - 3000 ppm | 7,3 |
| на выходе из буферных емкостей - 300 ppm |
Опытно-промысловые испытания показали практическую осуществимость способа, возможность получения заданного остаточного содержания сероводорода в очищенной нефти путем изменения дозировки реагента-нейтрализатора сероводорода, при различной температуре нагрева. Также было установлено, что температура нефти после нагрева ее в путевых подогревателях при попадании в узел учета нефти снижается на 8-10°С в зимнее время, что практически не влияет на качество очистки нефти.
Таким образом, заявляемый способ прост в осуществлении и позволяет при выполнении установленной последовательности операций, обеспечивая оптимальную температуру нагрева дегазированной нефти и оптимальное время выдержки в динамических условиях смеси реагента-нейтрализатора сероводорода с сероводородсодержащей нефтью только путем изменения количества вводимого реагента-нейтрализатора получить очищенную нефть с необходимым остаточным содержанием сероводорода. Способ также предусматривает возможность регулирования параметров способа, а именно температуры нагрева нефти и времени выдержки смеси в динамических условиях для завершения процесса реагирования сероводородсодержащей нефти с реагентом-нейтрализатором сероводорода без изменения последовательности операций способа, что способствует расширению его технологических возможностей.
1. Способ очистки нефти от сероводорода, включающий ступенчатую сепарацию, нейтрализацию остаточных количеств сероводорода введением в нефть реагента-нейтрализатора с последующим их смешением с помощью смесителя и выдержку полученной жидкости в емкостях, отличающийся тем, что осуществляют подогрев дегазированной нефти после первой ступени сепарации, вводят в дегазированную нефть реагент-нейтрализатор после второй ступени сепарации, осуществляют ввод воды в нефть перед смешением ее с реагентом-нейтрализатором сероводорода в смесителе при обводненности дегазированной нефти от более чем 0 до менее 15%, ведут контроль за выпадением осадка с помощью фильтров, установленных после смесителя, а выдержку полученной смеси в емкостях осуществляют в динамических условиях.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что подогрев дегазированной нефти осуществляют до температуры 40-60°С.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве реагента-нейтрализатора сероводорода используют реагент, например «Колтек ПС 1657», включающий диэтилдиамин.
