Очистка нефтей от агрессивных примесей

К агрессивным примесям относят: H2S, CO2, R-SH и ряд других соединений. Поскольку ведущая роль с точки зрения агрессивности безусловно принадлежит Н2S сосредоточим своё внимание на нём, справедливо полагая, что при его удалении, остальные агрессивные компоненты будут удаляться, так сказать, автоматически. Классифицируем нефть по содержанию в них сероводорода, разбив их, как минимум, на три группы:

1 группа – нефтяные месторождения с относительно небольшим содержанием сероводорода (от 0,0015 до 0,5 % моль). Для таких нефтей не требуется никаких специальных технологий сбора, сепарации и подготовки нефти, ибо даже традиционные подходы способны обеспечить остаточное содержание сероводорода в товарной нефти на уровне порядка 60 мг/л, что является общепризнанной мировой нормой (в большинстве цивилизованных стран нормирование товарных нефтей по сероводороду узаконено). Попутный газ с таких месторождений, как правило, не требует дополнительной очистки, и лишь при малых газовых факторах используют простейшие технологии его очистки.

2 группа – это нефтяные месторождения со средним содержанием сероводорода (от 0,51 до 2.0 % моль). На таких месторождениях способы добычи и системы сбора ещё могут оставаться традиционными, но очистка нефти и попутного газа от Н2S (при доведении их до международных норм) становится абсолютно необходимой.

3 группа – это нефтяные месторождения с высоким содержанием Н2S (более 2,0 % моль). На тиких месторождениях используются только специальные технологии разработки, добычи, сбора и подготовки продукции, подкреплённые специальными материалами, защитными покрытиями, ингибиторами и т.д.

Анализ показывает, что из 400 основных нефтяных месторождений России к первой группе относится 61 %, ко второй группе – 31,5 % и к 3-ей группе – 7,5 %.

Способы очистки нефти:

а) очистка с помощью многоступенчатой сепарации

Данный метод существует в двух вариантах:

1. Многоступенчатая сепарация при обычных температурах;

2. Многоступенчатая сепарация при повышенных температурах (горячая сепарация при 50 – 600С).

Первая позволяет достичь международных норм качества при содержании Н2S в исходной продукции до 700 мг/л; вторая до 1000 мг/л; т.к.даже при 20 – 300С при снижении давления до 1 атм.до 98 % Н2S способно перейти в газовую фазу. При этом, уменьшение числа ступеней сепарации способствует снижению содержания Н2S в отсепарированной нефти. Что касается «горячей» сепарации, то её применяют только на концевых ступенях.

б) очистка с помощью многоступенчатой сепарации с компримированием газа.

Данный способ позволяет достичь международных норм качества при содержании сероводорода в исходной продукции от 700 до 2000 мг/л. Удаление Н2S достигается гораздо более высоким повышением температуры на концевой ступени сепарации по сравнению с обычной «горячей» сепарацией. В результате, нефть одновременно проходит глубокую стабилизацию. В то же время, подобный подход требует наличия узлов очистки от Н2S бензина стабилизации и очистки от Н2S газа третьей ступени сепарации (а при необходимости, и газов начальных ступеней). Кроме того, данная технология осложняется необходимостью включения в схему компрессоров, работающих на сероводородном газе

в) Очистка методом отдувки.

Данный способ позволяет достичь международных норм качества при содержании сероводорода в исходной продукции от 100 до 1000 мг/л. Основным достоинством процесса является его экономичность, т.к.он требует гораздо менее интенсивного нагрева чем предыдущий метод и намного более регулируем, чем метод горячей сепарации.

При отдувке одновременно с агрессивными примесями из нефти извлекаются N2, CO2, CH4, C2H6 и до 60 % бутан – пропановой фракции, т.е.нефть подвергается стабилизации. Давление насыщенных паров такой нефти даже при 380С не превышает 0,5 – 0,7 атм, а потери нефти с потоком IV достигают 1 % мас. В качестве отдувочного газа можно так же применять любой другой газ (кроме воздуха), не содержащий Н2S. Наиболее хорошо себя зарекомендовал технический азот.

г) очистка методом отпарки.

Данный способ позволяет достичь международных норм качества при содержании Н2S в исходной продукции в том же диапазоне, что и метод отдувки, но в отличии от него имеет существенно меньшие потери нефти, но зато требует глубокого предварительного обезвоживания и обессоливания.

д) Метод ректификации нефти и газового остатка.

Это усложнённый вариант предыдущего способа (совмещенного с «б»), который позволяет обрабатывать нефти в широком диапазоне содержания сероводорода. Процесс (рис. 83) позволяет получать низкое содержание сероводорода в товарной нефти (до 10 мг/л) при малых её потерях и давлениях в колоннах не более 8 атм при температурах низа 180 – 1900С.

е) Очистка нефти химреагентами.

Наибольшее распространение получил способ защелачивания, заключающийся в контактировании водного раствора щёлочи с Н2S – содержащей нефтью. Как правило, используются растворы щелочей с концентрацией активного компонента 5 – 10 % мас. С расходом до 20 % об. Отработанный реагент отделяется методом отстоя. Способ позволяет понизить содержание Н2S с 600 – 2000 мг/л (0,7 – 2 % мас) до 15 – 25 мг/л (0,002 – 0.003 % мас), но ведёт к образованию так называемых «жестких» стоков (отработанной щелочи), утилизация которых с учетом требований охраны окружающей среды представляет сложную задачу.

При этом, для предотвращения образования сульфидов железа (пирофорные соединения) при смешении Н2S – содержащих нефтей с продукцией девона рекомендуется прямо в скважины подавать хелатообразующие агенты, например динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА) в количестве 300 г/т воды