ИТС 28-2017 Добыча нефти
2.3.2 Установка стабилизации нефти (УСН)
Стабилизацией нефти называют процесс удаления из обезвоженной и обессоленной нефти остаточного количества углеводородных газов и легких жидких фракций после первичной дегазации. В стабилизированной нефти содержание растворенных газов не превышает 1%-2%. Углеводородные газы направляются на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а обезвоженная, обессоленная и стабилизированная нефть - на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). В установке стабилизации нефти (рисунок 2.24) исходная обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в теплообменниках до 200°C-250°C и поступает в ректификационную колонну (давление 0,2-0,5 МПа), из которой отводятся углеводородные газы и пары легкого бензина (газовый бензин) в конденсатор-холодильник, а затем поступают в газосепаратор, откуда несконденсированные газы направляются на ГПЗ, а жидкая фаза частично возвращается в ректификационную колонну для орошения.
Остальная часть жидкой фазы проходит теплообменник, где нагревается, а затем поступает в ректификационную колонну (давление 0,8-1,2 Мн/м). Из колонны углеводородные газы отводятся в конденсатор-холодильник и далее поступают в газосепаратор. Из газосепаратора сверху отводится сухой газ, снизу - сжиженная пропан-бутановая фракция, часть которой возвращается в колонну для орошения, остальное направляется в емкость. Из колонн и через теплообменники и холодильники отбираются, соответственно, стабилизированная нефть и бензин. Для более полного отбора легких фракций колонны снизу нагревают [39].
|
Рисунок 2.24 - Схема установки стабилизации нефти:
1, 5 - теплообменники; 2, 6 - ректификационные колонны; 3, 7 - конденсаторы-холодильники; 4, 8 - газосепараторы; 9 - подогреватели
I - исходная обезвоженная и обессоленная нефть; II - стабилизированная нефть; III - стабильный газовый бензин; IV - сухой газ; V - сжиженная пропан-бутановая фракция
Остальная часть жидкой фазы проходит теплообменник, где нагревается, а затем поступает в ректификационную колонну (давление 0,8-1,2 МН/м). Из колонны углеводородные газы отводятся в конденсатор-холодильник и далее поступают в газосепаратор. Из газосепаратора сверху отводится сухой газ, снизу - сжиженная пропан-бутановая фракция, часть которой возвращается в колонну для орошения, остальное направляется в ёмкость. Из колонн и через теплообменники и холодильники отбираются, соответственно, стабилизированная нефть и бензин. Для более полного отбора лёгких фракций колонны снизу нагревают [1].
При высоком содержании сероводорода в нефти применяется метод отдувки сероводорода от нефти с помощью попутного газа. Процесс осуществляют в десорбере барботажного типа при подогреве нефти. Компонентный состав газа, подаваемого в колонну отдувки, существенно влияет на процесс десорбции из нефтяного потока. При подаче отдувочного газа с большим содержанием азота и метана его расход минимален. Отдувка газом с повышенным содержанием пропана и бутана менее эффективна. Снижение давления в колонне и увеличение температуры нефти повышают эффективность удаления сероводорода. Отдувка
из нефти в десорбционной колонне осуществляется при исходной массовой доле
в нефти более 200-250 ppm. Однако для внедрения технологии необходимо наличие системы газосбора и возможности утилизации
-содержащего газа (сжигание на факеле, транспортировка на газоочистные сооружения, использование в котельных местного значения). Более подробно методы утилизации попутного газа приведены в справочнике НДТ ИТС 50-2017 "Переработка природного и попутного газа". Одним из недостатков данного способа является большие потери ценных низкокипящих бензиновых компонентов и необходимость охлаждения нефтяной газ на компрессорной станции для увеличения эффективности процесса.* Для полной очистки нефти от сероводорода этот метод можно комбинировать с химической нейтрализацией остаточного содержания сероводорода.
_________________
* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.