Процессы стабилизации нефтей, газоконденсатов и нефтяных фракций


В. Г. ВЛАСОВ





                ПРОЦЕССЫ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТЕЙ, ГАЗОКОНДЕНСАТОВ И НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ




Учебное пособие



Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2021

УДК 665.7
ББК 65.305.14
     В58





Рецензенты :
заместитель директора ИСЭМ СО РАН, д.т.н., с.н.с. С. М. Сендеров; заместитель директора ИЦ «Энергосетьэффективность» ИрГТУ, к.т.н., доц. В. В. Хан






    Власов, В. Г.
В58    Процессы стабилизации нефтей, газоконденсатов и нефтяных фракций :
     учебное пособие / В. Г. Власов. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2021.-180 с. : ил., табл.
        ISBN 978-5-9729-0607-9

    Рассмотрены вопросы стабилизации нефтей на промыслах, газовых конденсатов на газоперерабатывающих заводах, стабилизации бензиновых фракций на установках первичной переработки нефти, катализатов на установках каталитической изомеризации и каталитического риформинга и гидрогенизатов на установках гидроочистки дизельных топлив.
    Даны рекомендации по расчету газосепараторов и ректификационных колонн стабилизации нефтей и нефтепродуктов.
    Для студентов дневного, заочного и дистанционного обучения по специальности «Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов».



УДК 665.7
                                                                ББК 65.305.14




ISBN 978-5-9729-0607-9

     © В. Г. Власов, 2021
     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2021
                           © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2021

ОГЛАВЛЕНИЕ


ВВЕДЕНИЕ.......................................................5
1. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТЕЙ.........................................6
2. СТАБИЛИЗАЦИЯ ГАЗОВЫХ КОНДЕНСАТОВ...........................37
3. СТАБИЛИЗАЦИЯ БЕНЗИНОВЫХ ФРАКЦИЙ............................54
4. СТАБИЛИЗАЦИЯ ГИДРОГЕНИЗАТОВ НАУСТАНОВКАХ ГИДРООЧИСТКИ И ГИДРОКРЕКИНГА НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ.................65
5. РАСЧЕТСЕПАРАЦИИ ГАЗОСЫРЬЕВЫХ СМЕСЕЙ........................83
  5.1. Расчетгоризонтального газосепаратора...................83
    5.1.1. Исходныеданныедля расчета..........................83
    5.1.2. Расчетматериального баланса........................84
    5.1.3. Определение размеров газосепаратора................88
  5.2. Расчетвертикального газосепаратора.....................93
  5.3. Поверочный расчетдействующего газосепаратора...........94
    5.3.1. Исходныеданныедля расчета..........................95
    5.3.2. Поверочный расчетсепаратора........................95
  5.4. Расчетотстойников воды................................ 96
6. РАСЧЕТ КОЛОННЫ СТАБИЛИЗАЦИИ БЕНЗИНОВЫХ ФРАКЦИЙ.............99
  6.1. Исходныеданныедля расчета колонны......................99
  6.2. Материальный баланс колонны.......................... 101
  6.3. Определение состава верхнего продукта колонны........ 105
  6.4. Расчетдавления в емкости орошения.................... 106
  6.5. Определениедавления в колонне........................ 111
  6.6. Определениетемпературы сырья на входе в колонну...... 112
  6.7. Определениетемпературы в верхуколонны................ 115
  6.8. Определение температуры в низу колонны............... 116
  6.9. Тепловой балансколонны............................... 118
  6.10. Определение размеров колонны........................ 125
    6.10.1. Определениедиаметра колонны..................... 125
    6.10.2. Определение высоты колонны...................... 132
  6.11. Поверочный расчетдействующей колонны стабилизации....136
    6.11.1. Исходныеданныедля расчета....................... 136
    6.11.2. Поверочный расчетколонны........................ 137
7. РАСЧЕТ КОЛОННЫ СТАБИЛИЗАЦИИ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА НА УСТАНОВКЕ ГИДРООЧИСТКИ....................................139


3

  7.1. Исходныеданныедля расчета............................ 139
  7.2. Расчетсостава сырья и получаемых продуктов........... 141
  7.3. Расчетдавления по высоте колонны..................... 145
  7.4. Определениетемпературы сырья на входе в колонну...... 146
  7.5. Определениетемпературы в верху колонны............... 148
  7.6. Определение температуры в низу колонны............... 149
  7.7. Тепловой баланс колонны.............................. 150
  7.8. Определение размеров колонны......................... 155
  7.9. Поверочный расчетдействующей колонны стабилизации.....155
    7.9.1. Исходныеданныедля расчета........................ 155
    7.9.2. Поверочный расчетколонны......................... 156
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК.....................................157
ПРИЛОЖЕНИЯ...................................................160

4

ВВЕДЕНИЕ


    При переработке пластовых продуктов нефтяных и газоконденсатных месторождений получают товарные нефти и газовые конденсаты, для чего из них перед их ректификацией необходимо удалить низкоки-пящие углеводороды - подвергнуть их стабилизации. Продуктами стабилизации нефтей и газоконденсатов являются стабильные нефть и газовый конденсат и газовая фракция - сумма неконденсируемых газов и жидких углеводородов - широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Нестабильную и стабильную нефть получают на установках комплексной подготовки нефти (УКПН) на промыслах, а нестабильный газовый конденсат - на установках комплексной подготовки газа (УКПГ). Стабильный газовый конденсат получают на установках стабилизации газовых конденсатов газоперерабатывающих заводов (ГПЗ). Осуществление стабилизации нефтей и газовых конденсатов позволяет значительно сократить потери ценных легких углеводородов при ихтранспор-тировке, хранении и переработке, а также улучшить условия ректификации нефтей и конденсатов.
    Большинство процессов нефтепереработки осуществляют на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) при повышенных температурах, при которых происходит крекинг (расщепление) углеводородов, входящих в состав нефтепродуктов. Вследствие этого в продуктах многих установок НПЗ содержится значительное количество газов. Газы также образуются в ходе некоторых прямых и побочных реакций, имеющих место при превращении углеводородов нефтяных фракций, например в ходе каталитической изомеризации и риформинга, гидроочистки, каталитического крекинга и гидрокрекинга и т. д. Газы выделяют из газопродуктовых смесей большинства установок НПЗ на блоках стабилизации, задачей которых, как правило, является получение целевых продуктов.

5

1. СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТЕЙ


    Нефти, получаемые на промыслах, содержат значительное количество растворенных углеводородных газов и сероводорода («попутного газа»). При перекачке таких нефтей с промыслов до нефтеперерабатывающих предприятий выделяются не только растворенные газы, но испаряются и легкие бензиновые фракции. Газы и бензиновые фракции, являющиеся сырьем для многих процессов нефтепереработки и нефтехимии, теряются при этом безвозвратно. Чем больше растворенных газов содержится в нефтях, а следовательно, чем выше давление насыщенных паров этих нефтей, тем больше будут потери летучих компонентов (газов и бензинов) от испарения в резервуарах. Кроме того, наличие растворенных газов в нефтях при их перекачке является причиной роста давления в нефтепроводе и образования газовых пробок (газовых «мешков»). Повышение давления требует дополнительной траты энергии на перекачку, а образование газовых пробок приводит к разрыву сплошности потока жидкости и большим пульсациям давления в нефтепроводе. Из сказанного следует, что нефти необходимо подвергать физической стабилизации, т. е. отделять газы от нефтей и собирать их для дальнейшего использования. Выделение основной массы растворенных газов из нефтей осуществляют в газосепараторах, а сам процесс разделения называют сепарацией или дегазацией.
    Выделение газа из нефти (сепарация) начинается, как только давление нефти снижается до давления насыщения, и увеличивается с уменьшением давления. Выделившийся газ стремится в сторону пониженного давления - в скважине к ее устью и далее по трубопроводу в газосепаратор. Сырье газосепараторов всегда состоит из двух фаз -жидкой и газовой. Газ из нефти выделяется в основном перед входом в сепаратор, поэтому главным процессом в сепараторе является отделение газа от нефти. Процесс выделения газа из нефти является вспомогательным. Освобождение газа от капель жидкости и нефти от газа

6

в виде пузырьков завершается в сепараторе. В зависимости от конструкции сепараторов различают гравитационную, инерционную и пленочную сепарации, а газосепараторы - гравитационные, гидроцик-лонные и жалюзийные.
    Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т. е. под действием силы тяжести. Инерционная сепарация происходит при резких поворотах газо-жидкостного потока, в результате чего жидкость, как более тяжелая и инертная, выпадает из потока газа, а газ, как менее инертный, перемещается далее до выхода из сепаратора. При этом жидкость осаждается на жидкость, находящуюся в сепараторе, или на внутреннюю его поверхность. На этом принципе основана сепарация газожидкостной смеси в центробежных циклонах. Пленочная сепарация осуществляется с использованием внутри газосепаратора специальных устройств. Эти устройства позволяют дегазировать нефть в пленочном режиме при многократном обновлении пленки жидкости и за счет перетока нефти с полки на полку. Большинство газонефтяных сепараторов, эксплуатируемых на промыслах, являются аппаратами гравитационного типа.
    Существенное влияние на работу газосепаратора оказываетустрой-ство ввода газонефтяного потока в сепаратор. Эффективность отделения газа от нефти снижается при подаче газожидкостного потока непосредственно на поверхность слоя жидкости в сепараторе, поскольку жидкость из газожидкостного потока увлекает с собой газ. Сепарация нефти осуществляется более эффективно, когда подвод жидкости из газожидкостного потока к слою жидкости в сепараторе осуществляется стеканием ее по наклонно расположенным плоскостям внутри сепаратора. Кроме того, внутри сепаратора устанавливают гасители скорости потока газожидкостной смеси на входе в сепаратор.
    Чтобы не допустить значительного уноса капельной жидкости потоком газа, внутри сепаратора монтируютотбойники капельной жидкости.

7

    Газосепаратор включает сепарационную (разделительную), осадительную и отбойную (каплеуловительную) секции и секцию сбора жидкости.
    В сепарационной секции отделяется основная масса газа от жидкости, что достигается при помощи специальных устройств, обеспечивающих высокую поверхность раздела фаз за счет перетока жидкости тонким слоем по специальным наклонным желобам, оптимальной скорости вращения газожидкостного потока и других способов. В осадительной секции поток газа освобождается от крупных капель жидкости под действием гравитационных сил, и происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. В отбойной секции происходит окончательная очистка газа от мелких капель жидкости под влиянием сил инерции, проявляющихся при резком изменении направления потока и его прохождении между отбойными пластинами, а также сил адгезии, проявляющихся в прилипании капель жидкости к поверхности сеточных, насадочных и других отбойников. Отбойная секция чаще монтируется в верхней части сепаратора и реже за его пределами. Секция сбора жидкости размещается в нижней части сепаратора и служит для сбора жидкости и вывода ее из сепаратора.
    На промыслах для дегазации нефти чаще применяют горизонтальные газосепараторы, для которых характерны повышенная пропускная способность, более эффективная сепарация и простота обслуживания по сравнению с вертикальными. Основным преимуществом горизонтальных сепараторов является их большая единичная мощность, возможность обрабатывать большие объемы нефти, чем в вертикальных сепараторах при одном и том же объеме. Недостатком горизонтальных сепараторов является трудность вывода из сепаратора твердых примесей. Этого недостатка лишены вертикальные сепараторы, эллиптическое днище которых обеспечивает сток жидкости и твердых примесей в нижнюю часть аппарата и их отвод в дренажную систему.

8

    К газосепараторам предъявляются следующие основные требования: - достижение равновесия фаз жидкость - газ;
    - максимальное отделение от нефти газовой фазы и механических примесей;
    - максимальное освобождение уходящего газа от капельной жидкости;
    - предотвращениеобразования пены;
    - четкое разделение жидких фаз.
    Нефтегазовые сепараторы подразделяют также по их технологическому назначению на двухфазные, которые применяют для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазы, и трехфазные - для разделения высокообводненной продукции скважин на нефть, газ и воду.
    На рис. 1.1 представлен для примера один из сепараторов ряда НГС, которые широко применяются в нефтепромысловой практике. Газонефтяная смесь поступает в сепаратор через входной патрубок 2, изменяет направление своего движения на 90°, и при помощи распределительного устройства 3 нефть вместе с остатками газа направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние желоба 5. Отделившийся от нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный каплеотбойник 8. С помощью этих каплеотбойников осуществляется тонкая очистка газа от капельной жидкости на 99 %. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рисунке не показаны) отводится в газосборную сеть. Нефть, скопившаяся в нижней части сепаратора, через выходной патрубок выводится из сепаратора. Для устранения возможности воронкообразования и попадания газа в выходную линию над патрубком вывода нефти устанавливают диск 9.
    Процесс отделения попутного газа и легких углеводородов от нефти осуществляется по причине снижения давления при движении нефти по скважине, в трубе до газосепаратора, в газосепараторе и в резервуарах. Вывод отсепарированного газа осуществляют в ступенях сепарации - газосепараторах и резервуарах. Число ступеней сепа


9

рации нефти на промысле может быть два и более. На практике число ступеней сепарации ограничивается чаще двумя- тремя, а ступенями сепарации являются газосепараторы и резервуары. Однако на практике за количество ступеней сепарации, как правило, принимают лишь число газосепараторов, через которые проходит последовательно нефть. На входе в газосепаратор нефть состоит из двух фаз - жидкой и газовой. В газосепараторе происходит отделение свободного газа, составляющего основную массу сопутствующего газа, и газа, выделяющегося в результате перепада давления. При этом остаточное содержание газа в нефтях составляет 3-6 % мас.


Рис. 1.1. Горизонтальный газосепаратор типа НГС:
1 - корпус; 2 - патрубокдля входа нефти; 3 - распределительные устройства;
4, 5 - желоба; 6 - вертикальный сетчатый отбойник; 7 - патрубокдля выхода газа;
8 - горизонтальный отбойник; 9 - диск; 10 - патрубок выхода нефти

     В промысловой практике также применяют, хотя и редко, более сложные сепарационные устройства - блочные сепарационные установки. Эти установки обычно состоят из технологической емкости, каплеотбойника, депульсатора, технологической обвязки трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры и системы автоматизации. Схема сепарационной установки с депульсатором приведена на рис. 1.2.


10

Рис. 1.2. Принципиальная схема сепарационной блочной установки:
I - депульсатор (расширенный нефтепровод);!! - каплеотбойник;
III - технологическая емкость

    Работа установки основана на предварительном отборе газа из газонефтяной смеси в депульсаторе I, окончательном разгазировании в технологической емкости III и окончательной очистке газа от капельной жидкости в каплеотбойнике II. Газонефтяная смесь от скважин поступает в депульсатор I, где происходит разделение расслоившихся в подводящем трубопроводе нефти и газа. Отделившийся газ отводится в каплеотбойник II, а нефть поступает в технологическую емкость III. В каплеотбойнике газ проходит через струнные отбойники, очищается от капельной нефти и через регулятор давления направляется в газопровод. Собранная в каплеотбойнике жидкость стекает по патрубкам в технологическую емкость. Из последней нефть проходит через две перегородки из просечно-вытяжных листов, способствующих вытеснению промежуточного слоя между пузырьками газа, их коалесценции и отделению остаточного газа от нефти. Окончательно отсепарирован-ная нефть направляется через выходной патрубок и регулятор уровня жидкости в нефтепровод.

11

    При необходимости подачи газа из депульсатора в каплеотбойник через газовое пространство технологической емкости на газовой линии между каплеотбойником и депульсатором предусмотрена задвижка, а междудепульсатором и технологической емкостью - газопровод.
    Технологический процесс на установке полностью автоматизирован:
    -  обеспечивает автоматическое регулирование давления и уровня нефти втехнологической емкости;
    -  обеспечивает сигнализацию предельных значений давления, верхнего и нижнего уровней нефти втехнологической емкости;
    -  обеспечивает контроль температуры нефти и давления в технологической емкости;
    -  обеспечивает выдачу сигнала на автоматическое закрытие приемной линии установки при достижении верхнего предельного уровня нефти;
    -  обеспечивает формирование общего аварийного сигнала на диспетчерский пункт.
    Назначение и конструктивные особенности сепараторов различных типов подробно описаны в литературе [1-5].
    «Научно-производственное предприятие Контэкс - ООО», г. Самара, выпускает целый ряд сепарационных аппаратов [5]:
    -  трехфазный сепаратор типа ТФСК-Л для легких нефтей, имеющих плотность до 845 кг/м³. Данный сепаратор применяют в системе сбора нефти и газа на установках предварительного сброса воды и подготовки нефти;
    -  трехфазный сепаратор для дегазации тяжелых нефтей плотностью свыше 845 кг/м³типа ТФСК-Т. В данном сепараторе совмещены технологические процессы сепарации нефти от газа и обезвоживания нефти, в том числе содержащей свободный газ;
    -  делитель фаз концевой КДФК для установок предварительного обезвоживания и подготовки нефти для всех типов нефтей на последней ступени сепарации. Аппарат предназначен для сепарации нефти и газа, сброса свободной воды.

12