Содержание серы в нефти

В настоящее время повысились требования к качеству продукции скважин. В России с 01.01.2012 г. обязательно выполнение условий ГОСТ Р 51858-2002, изм. №2, ограничивающего содержание сероводорода и легких меркаптанов в нефти, подготовленных к транспортировке по магистральным нефтепроводам и наливным транспортом для поставки потребителям Российской Федерации и на экспорт.

В то же время за последние десятилетия резко возросли объемы добываемых высокосернистых сортов нефти. В России имеются крупные месторождения высокосернистой нефти, требующей дополнительной переработки для достижения экспортного качества, прежде всего, речь идет о месторождениях Татарии: Ромашкинское, Урмышлинское, Глазовское, которые относятся к 3-4 классу нефти по массовому содержания серы. Общий объем добычи Татарстана превышает общий объем добычи ВолгоУральского бассейна примерно в 2 раза, годовой объем добычи превышает 30,7 млн. тонн нефти. Отметим, что важной задачей является получение низкосернистой нефти, которая сможет попадать на мировой рынок по более высокой цене.

Кроме того, сера и сернистые соединения являются коррозионноактивными компонентами нефти (сероводород, сероуглерод, тиофены, меркаптаны). Нефть различных месторождений содержит эти соединения в пересчете на серу от 1 % до 5 %. В продуктах перегонки нефти сера распределяется в еще большем интервале. Чем тяжелее функция перегонки в ряду «бензин-мазут», тем выше содержание серы, поэтому мазут представляет собой даже более агрессивную среду, чем исходная сырая нефть.

Высокое содержание серы понижает качество товарной нефти, а последствия развития коррозионных процессов наносят значительный ущерб объектам нефтяной отрасли. Для понижения содержания серы используют станции смешения нефти, осуществляющие компаундирование мало- и высокосернистых нефтей. Поэтому важной задачей является поиск и внедрение технологий, позволяющих сразу очищать высокосернистую нефть до необходимого класса. Важным представляется возможность использования установок по обессериванию на объектах трубопроводного транспорта. С помощью выбора оптимального расположения данных установок возможно найти альтернативу компаундированию.

В связи с этим внедрение установок по обессериванию нефти имеет большое значение.

МЕТОДЫ ОБЕССЕРИВАНИЯ НЕФТИ

Современная реальность диктует нефтегазовой отрасли все новые и совсем непростые условия, которые нельзя не отменить, не игнорировать. Действительно, в разработку вводится все больше нефтяных и газовых месторождений, освоение которых ранее откладывалось из-за их труднодоступности или других осложняющих факторов. Кроме того, повышаются требования к качеству нефти, что в первую очередь относится к сернистым нефтям, добыча которых осуществляется на традиционных освоенных месторождениях. Кроме сернистых соединений (тиофены, сульфиды, свободная сера и др.), содержащихся в нефтях, увеличивается доля нефти и конденсатов содержащих соединения «активной» серы – меркаптаны, диалкилсульфиды, сероводород, что создает проблему загрязнения окружающей среды. Повышенное содержание сероводорода в нефти и необходимость доведения ее качества до современных требований является одним из сложных вопросов в промысловой подготовке товарной нефти.

Таким образом, наличие в углеводородном сырье сероводорода, меркаптанов и других агрессивных серосодержащих соединений, создающие специфические трудности при добыче, транспортировке, хранении и переработке, делает проблему обессеривания нефти и нефтепродуктов особенно актуальной. В настоящее время используют химические и физикохимические методы очистки от серосодержащих соединений.

ВЫБОР

НАИБОЛЕЕ

ЭФФЕКТИВНОЙ

ТЕХНОЛОГИИ

ОБЕССЕРИВАНИЯ

Выбор технологии очистки нефти на Заглядинской УПН:

Для выработки рационального решения на первом этапе были проведены научно-изыскательские работы, направленные на выбор оптимальной технологии очистки Заглядинской нефти от сероводорода. В качестве альтернативных технологий очистки были выбраны физические методы воздействия на нефть, а именно:

• •    Горячая сепарация. Однократное разгазирование нефти путем ее нагревания или снижения давления в концевом сепараторе

• •    Отдувка нефти топливным газом. Десорбционный процесс очистки нефти путем ее отдувки газом, не содержащим сероводород в колонном многоступенчатом аппарате

• •    Отдувка нефти девонским газом. Также рассматривалась методика очистки нефти от сероводорода до содержания его в товарной нефти менее 100 ppm отдувкой Девонским газом, имеющимся на промысле и содержащим сероводород

• •    Термическая обработка нефти. Обработка нефти в колонных многоступенчатых аппаратах, связанных с нагревом нефти. Отпарка, стабилизация и другие физические процессы.

Горячая сепарация нефти:

При применении данного способа обессеривания нефти содержания сероводорода в нефти менее 20 ppm достигнуть при температурах менее 120 ° С невозможно.

При температурах более 115 ° С возможно получить содержание сероводорода до 100 ppm. В таблице 1 представлен материальный баланс сепарации при температурах разгазирования нефти - 45,80 и 120 ° С .

Как видно из таблицы 1 с увеличением температуры горячей сепарации значительно растут потери нефти. Если таким методом очистить нефть до содержания сероводорода менее 100 ppm(80 ° С) потери нефти составят 6774 кг/час « 60 тыс.тн/год.

Таблица 1

Материальный баланс сепаратора

Поток	Расход, кг/час
	45 ° С	80 ° С	120 ° С
Нефть в сепаратор	217600	217600	217600
Газ из сепаратора	2750	6774	12090
Нефть из сепаратора	214850	210826	205510

Отдувка нефти топливным газом:

Отдувка нефти инертным, не содержащим сереводород газом в том числе и топливным, является частным случаем десорбции лёгких компонентов жидкой смеси в колонных аппаратах. Ниже приводятся результаты расчетов этого процесса применительно к нефти Заглядинской УПН до горячей сепарации. В качестве расчетной схемы применялась обычная схема установки отдувки с блоком утилизации газа отдувки, которая показана на рис. 1.

Рис. 1. Принципиальная схема блока очистки нефти топливным газом

Смесь нефти Заглядинской УПН после электродегидраторов (до горячей сепарации) с температурой 40-45 ° С подается на верх колонны. Для утилизации легких фракций нефти из газа отдувки (газ верха колонны) применен блок компрессор+сепаратор.

Конкретно для условий Заглядинской УПН была проведена серия расчетов с целью определения требуемого количества топливного газа и температуры нефти для получения требуемого качества товарной нефти( H S <20 ppm). Для получения нефти с содержанием H S <20 ppm требуется топливного газа – 500-600 нм ³ / час или 2,5 нм ³ на тонну нефти.

Очистка Заглядинской нефти топливным газом в количестве 3 нм3 / тн позволит получить содержание сероводорода в товарной нефти до 4 ppm. Но при данной схеме газовый конденсат не следует подавать в товарную нефть без подготовки.

Отдувка нефти девонским газом:

Недоступность на Заглядинском промысле топливного газа побудило «Заказчика» предложить в качестве отдувочного агента Девонский газ, имеющийся на промысле. Однако в составе этого газа имеется 0,72% масс. сероводорода. Из опыта расчетов установок отдувок нефти специалисты ИЦ «Нефть и газ» убедились, что возможно очистить до определенных пределов нефть от сероводорода, однако степень очистки нефти от сероводорода в каждом конкретном случае различается. По данным «Заказчика» девонского газа имеется в наличии в количестве до 120 нм ³ / час или * 0,55 нм ³ на тонну нефти.

Основными факторами, влияющими на очистку нефти от сероводорода, в данном случае являются количество девонского газа и температура нефти на входе в колонну.

При температуре нефти 90-100 ° С возможна очистка нефти от сероводорода до 20 ppm. Возможна так же очистка нефти до 100 ppm, если температура нефти, подаваемой на верх колонны будет 60 ° С . При снижении требований по содержанию сероводорода в нефти до 100 ppm эта технология будет вполне приемлема. Ее реализация связана с наиболее низкими капитальными и тепловыми затратами. Получение чистоты товарной нефти по сероводороду до 20 ppm связано с глубоким нагревом нефти и эта технология не может быть конкурентоспособной.

Нефть с исходным содержанием сероводорода 600 ppm возможно отдуть имеющимся количеством девонского газа до содержания в ней сероводорода 100 ppm только если ее разогреть до 65 ° С .

ПРИНЯТИЕ РЕШЕНИЯ ПО ВЫБОРУ ТЕХНОЛОГИИ

На основе большого объема расчетного моделирования процесса очистки Заглядинской нефти, проведенного в рамках настоящего договора, стало возможным оценить различные схемы установки и выбрать оптимальное решение. Рассмотрены следующие модификации схемных решений:

• •    Горячая сепарация

• •    Отдувка нефти девонским газом при подаче 10% нефти с температурой 45 ° С на верх колонны и 90% нефти с изменяющейся температурой на четвертую теоретическую тарелку колонны.

• •    Отдувка нефти девонским газом при изменении температуры нефти, подаваемой на верх колонны

• •    Отдувка нефти девонским газом с подачей всей нефти с температурой 45 ° С на верх колонны и с изменяющейся температурой в рибойлере. Совмещенная отдувка с отпаркой

• •    Отпарка нефти

• •    Совмещенная отпарка нефти с отдувкой девонским газом на 2-ю тарелку с низа колонны

• •    Отдувка топливным газом в количестве 500 нм ³ / час

Отдувка нефти топливным газом позволяет получить требуемое количество товарной нефти уже при температуре входящей нефти 50 ° С . Затраты тепла и капитальные вложения при этом минимальны.

Однопоточные и двухпоточные схемы подачи нефти в колонну с отдувкой ее девонским газом позволяют достичь степени очистки нефти до 100 ppm, при температурах 70-80 ° С , но не позволяют при разумных температурах 20 ppm.

Совмещенный процесс отдувки девонским газом с отпаркой позволяет очистить нефть до санитарной нормы при температуре низа колонны 8090 ° С .

Отпарка нефти в отгонной колонне позволяет очистить нефть до <20 ppm также в зоне температур 80-95 ° С . Таким образом, дополнительная отдувка нефти газом не требуется. При температурах низа колонны (рибойлера) ниже 70 ° С теплоты не хватает, чтобы появилось достаточное количество паров, и колонна не работоспособна.

На основке анализа результатов расчетных работ было принято решение в качестве альтернативных вариантов технологических схем для дальнейшего рассмотрения выбрать две схемы установки очистки нефти на Заглядинской УПН, а именно:

• •    Отдувка нефти девонским газом с подачей нефти на верх колонны с температурой 60-70 ° С . Схема предусматривает очистку нефти до 100 ppm, и отличается минимальными капитальными и энергетическими затратами, но не обеспечивает очистку нефти до 20 ppm.

• •    Отпарка нефти от сероводорода в стабилизационной колонне. Схема предусматривает подачу нефти с температурой 45 ° С на верх колонны и нагрев ее в нижней части колонны до 90-95 ° С (рибойлер). Такая схема установки требует повышенных капитальных и энергетических затрат, но гарантированно обеспечивает очистку нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002, то есть менее 20 ppm.

В итоге была выбрана технология отпарки нефти в качестве основной схемы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

В данной статье описаны наиболее рациональные способы понижения содержания меркаптанов и серы в нефти. Был проведен сравнительный анализ различных методов физической очистки нефти от серы. Выявлен наиболее оптимальный способ очистки нефти от серы, которой максимально отвечает экономическим и техническим требованиям. Также в работе подробно описана установка сероочистки, расположенная на Загляденском УПН. Необходимо подчеркнуть, что данная установка, размещенная на Загляденском УПН для очистки от сероводорода.