Аннотация

В работе рассматриваются варианты модернизации блоков стабилизации нефти с целью достижения требуемого содержания сероводорода в товарной нефти и достижения необходимого давления насыщенных паров.

Произведён анализ текущей схемы подготовки товарной нефти на установки НСП «Нефтегорское». Выполнен поиск возможных технологических решений по стабилизации нефти, произведена оценка выхода стабильной нефти по различным вариантам стабилизации, а также оценка капитальных и операционных затрат предлагаемых вариантов.

Ключевые слова: подготовка нефти, удаление сероводорода из нефти, ДНП (давление насыщенных паров) нефти, стабилизация, технология «мягкая отпарка»,  технология «горячая сепарация»,  технология «одноколонная схема», технология «двухколонная схема».

Abstract

The paper considers options for upgrading oil stabilization units in order to achieve the required content of hydrogen sulfide in commercial oil and achieve the required saturated vapor pressure.

The analysis of the current scheme of preparation of commercial oil for the OGS «Neftegorskoye» installations was carried out in the course of performing the tasks set. A search for possible technological solutions for oil stabilization was carried out, an assessment of the output of stable oil for various stabilization options was made, as well as an assessment of the capital and operating costs of the proposed options.

Keywords: oil treatment, H2S recovery from oil, SVP (saturated vapor pressure) in oil, stabilization,  procedure of “soft steam stripping”, procedure of «hot separation», procedure of «one-column scheme», procedure of «two-column scheme».

Введение

В настоящее время большинство крупных месторождений находится на поздней стадии разработки, что обуславливает высокое содержание сероводорода в нефти. Для достижения необходимых требований по содержанию сероводорода в стабильной нефти необходима модернизация схемы стабилизации нефти.

На сегодняшний день в Компании более 30 добывающих Обществ, 12 из которых находятся на поздней стадии разработки месторождения.

Рисунок 1 — Добывающие Компании поздней стадии разработки

Учитывая большие объемы добычи нефти на этих месторождениях, а также их важность для экономики, необходимо рассмотреть вопрос о модернизации технологии стабилизации нефти. Внесение изменений в схему подготовки позволит предприятиям увеличить объём подготовленной нефти за счет сохранения наиболее ценных лёгких бензиновых компонентов, что в свою очередь существенно увеличит прибыль.

Основной целью работы является сокращение операционных затрат в рамках модернизации блока стабилизации нефти

Данная цель достигается путем решения следующих задач:

• Поиск возможных технологических решений стабилизации нефти;

• Анализ существующей схемы подготовки нефти на примере установки НСП «Нефтегорское»;

• Соблюдение требований качества товарной нефти по ДНП и содержанию сероводорода, согласно ГОСТ 51858-2002;

• Оценка эффективности выхода стабильной нефти по различным вариантам стабилизации;

• Оценка капитальных и операционных затрат предлагаемых вариантов стабилизации нефти.

 

Анализ существующей схемы подготовки

По текущей технологической схеме обессоленная нефть насосами поддается во вторую группу теплообменников, где обессоленная нефть подогревается горячей стабильной нефтью и далее поступает на тарелки колпачковой ректификационной колонны. Процесс стабилизации нефти заключается в выделении из нефти широкой фракции легкокипящих, а также растворимых в нефти сопутствующих газов. Выделение из нефти ШФЛУ осуществляется методом ректификации. Для поддержания режима в нижнюю часть колонны подается горячая стабильная нефть из печей подогрева, а в верхнюю часть колонны подается более холодная жидкая фаза – флегма, в качестве которой используется часть нестабильного бензина, сконденсированного в конденсаторах – холодильниках.

Рисунок 2 – Существующая схема подготовки

Стабильная нефть проходит через вторую группу теплообменников и откачивается насосами через теплообменники первой группы в товарные резервуары. Предусмотрена возможность подачи стабильной нефти непосредственно в печи.

 

Горячая сепарация

Для модернизации схемы рассмотрена первая технология «горячей сепарации», по которой обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в печи прямого нагрева и далее подвергается однократному испарению в сепараторе,  где от нее отделается широкая газовая фракция.

Для данной технологии был подобран технологический режим в программном комплексе HYSYS исходя из граничных условий по ДНП и содержанию сероводорода в товарной нефти. Параметры данного процесса представлены на рисунке 3.

Рисунок 3 – Горячая сепарация

 

Комбинированная схема горячей сепарации с абсорбцией и добавлением реагента

Интерпретации первой технологии является «горячая сепарация +абсорбция». Обезвоженная и обессоленная нефть также нагревается в печи прямого нагрева, подвергается однократному испарению в сепараторе, отделившаяся широкая газовая фракция, выходящая сверху сепаратора, поддается в низ абсорбера, в котором в результате абсорбции из нее извлекаются высокомолекулярные углеводороды. В качестве абсорбера используется стабильная нефть, которая поддается на верх абсорбера.

Условия для технологии «горячая сепарация + абсорбция» указаны на рисунке 4.

Рисунок 4 – Комбинированная схема горячей сепарации с абсорбцией и добавлением реагента

 

Мягкая отпарка

По технологии «мягкой отпарки» обезвоженная и обессоленная нефть поддается на верх отпарной колонны. Нефть с низа колонны поступает в печь для нагрева и далее поддается в сепаратор, где из нефти отделаются пары, которые возвращаются в куб колонны для поддержания ее необходимого температурного режима, позволяя осуществить «мягкий» нагрев нефти и испарение легких нефтяных фракций. Стабильная нефть выводится с низа сепаратора.

Для данной технологии также была собрана модель в Hysys и подобран технологический режим, представленный на рисунке 5.

Рисунок 5 – Мягкая отпарка

Одноколонная схема

По одноколонной схеме обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в теплообменнике за счет отходящего потока стабильной нефти и поступает в питательную секцию колонны. Жидкий поток стекает сверху вниз колонны в результате подачи на верхнюю тарелку холодного орошения. В качестве него используется углеводородный конденсат, выделяющийся при охлаждении в холодильнике выходящих нефтяных паров.

Паровой поток снизу вверх создается паровым орошением, вводимым под нижнюю тарелку. В качестве горячего орошения используют часть стабильной нефти, прокаченную через печь, где происходит ее нагрев при высоких температурах с  выделением паров.

Параметры технологического режима для одноколонной схемы указаны на рисунке 6.

Рисунок 6 – Одноколонная схема

Двухколонная схема

По двухколонной схеме обезвоженная и обессоленная нефть нагревается в печи  прямого нагрева и поступает в питательную секцию колонны. Жидкий поток стекает сверху вниз колонны в результате подачи на верхнюю тарелку холодного орошения. В качестве него используется часть сырой нефти. Выходящие нефтяные пары охлаждаются в холодильнике, и в сепараторе, от них выделяется углеводородный конденсат, который повторно поддается сверху на вторую колонну, где идет остаточное отделение нефти. В качестве горячего орошения используют часть стабильной нефти, прокаченную через ребойлер, где происходит ее нагрев с выделением паров, которые поступают в качестве горячего орошения на низ второй колонны.

Для первой колонны паровой поток снизу вверх создается горячим орошением, вводимым под нижнюю тарелку. В качестве горячего орошения водяной пар.

Стабильная нефть с низа первой колонны и ребойлера поступает на блок рекуперативных теплообменников, где охлаждается за счет нагрева сырой нефти.

Для соблюдения ограничений по ДНП и содержанию сероводорода по двухколонной схеме так же были подобраны параметры для поддержания технологического режима.

Рисунок 7 – Двухколонная схема

Выбор технологии

Выбор технологии осуществляется на основании детального экономического расчета для каждого общества отдельно.

Наиболее эффективными технологиями стабилизации нефти является  горячая сепарация+абсорбция, «мягкая отпарка» и двухколонная схемы при снижении потери нефти на 11%.

В результате проделанной работы можно сделать следующие выводы:

• Технологии горячая сепарация+абсорбция, мягкая отпарка, и двухколонная схема являются наиболее приоритетными при выборе схемы модернизации блока стабилизации нефти;

• Данные технологии позволяют увеличить выход стабильной нефти более 98 %;

• Имеют низкое энергопотребление.

Недостатки технологии мягкой отпарки заключаются в повышенной нагрузки на теплообменное оборудование по сравнению с другими схемами стабилизации нефти, а также высокие капитальные затраты. Одноколонная схема уступает в необходимости поддержания высокой температуры куба колонны и также имеет высокие капитальные затраты.

Таблица 1.

Сравнительный анализ технологий

	Горячая сепарация		Горячая сепарация +абсорбция		Мягкая отпарка		Одноколонная схема		Двухколонная схема
Режим	Зима	Зима	Зима	Лето	Зима	Лето	Зима	Лето	Зима	Лето
Выход стабильной нефти, % масс.	87,61	87,61	98,86	98,68	98,69	98,68	97,88	97,92	98,73	98,74
Выход ПНГ, % масс.	12,39	12,39	0,94	1,09	0,71	0,69	1,89	1,85	0,92	0,91
Преимущества технологии	Низкие капитальные и операционные затраты		Относительно низкие капитальные и операционные затраты		Высокий выход продукта, низкие температуры нагрева нефти		Высокий выход продукта		Высокий выход продукта, низкое энергопотребление
Недостатки технологии	Низкий выход продукта, нагрев нефти до 160-170 °С, низкое давление ПНГ на выходе с установки, высокая температура газа на выходе с установки		Низкий выход продукта, нагрев нефти до 160-170 °С, низкое давление ПНГ на выходе с установки		Высокие нагрузки на теплообменное оборудование		Необходимость поддержания высокой температуры куба колонны		Сложное управление, высокие капитальные затраты, дополнительная потребность в водяном паре

Заключение

По результатам работы планируется создать матрицу решений, которая будет отображать зависимость параметров технологического режима для каждого варианта стабилизации нефти от параметров входящего потока, основываясь на ограничении по концентрации сероводорода и по ДНП в товарной нефти. Также планируется провести анализ применения матрицы решений на 12 Обществах. На текущий момент ключевыми Обществами для рассмотрения являются АО «Самаранефтегаз» и АО «Оренбургнефть».

Рисунок 8 – Тиражирование

Подводя итог, можно сделать следующие выводы:

• Для каждого варианта технологии были подобраны термобарические условия;

• Проведена предварительная экономическая оценка вариантов технологий стабилизации нефти;

• Планируется проанализировать потребность применения матрицы решений на 12 Обществах и апробировать на АО «Самаранефтегаз» и АО «Оренбургнефть».

Список используемых источников информации

1. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия Введ. С 01.07.2002 – Москва: Изд-во стандартов, 2002. – 7 с.

2. Годовой отчет 2019 // Стратегия «Роснефть-2022» URL: https://www.rosneft.ru/docs/report/2019/ru/strategy.html (дата обращения: 16.02.2021)