Для чего нужна колонна стабилизации
Стабилизация нефти: описание технологии, процесс подготовки, устройство установки
Процессы эксплуатации нефтяных скважин на промыслах нередко сопровождаются заводнениями обрабатываемых пластов, на фоне чего формируются стойкие водно-нефтяные эмульсии. В результате происходит образование осадков, которые повышают вязкость смеси и увеличивают температуру ее застывания. В таком состоянии ресурсы должны подвергаться первичной обработке, одной из которых является стабилизация нефти и связанных с ней эмульсий.
Характеристика обрабатываемого материала
Вам будет интересно: Губчатое железо: свойство, способы получения, применение
Как и подготовительные процессы обессоливания и обезвоживания, стабилизация применяется для нефтесодержащих материалов, загрязненных инородными жидкостными фазами и частицами. Как уже отмечалось, преимущественно речь идет о водно-эмульсионных смесях, содержащих поверхностно-активные компоненты. Наличие эмульгаторов, в свою очередь, делает эмульсию более устойчивой и невосприимчивой к факторам внешнего воздействия, что мешает нефтяной фракции отслаиваться на молекулярном уровне естественным путем. Также в состав могут входить механические примеси, элементы тяжелых металлов, смолы и парафины. В естественных условиях стабилизация нефти представляет собой динамический процесс, определяющийся характеристиками конкурирующей адсорбции на водных каплях воды эмульгирующих компонентов. Определение состава межфазных слоев конкретной эмульсии позволяет выяснить свойства ее стабилизатора и подобрать наиболее действенный метод воздействия на промышленном уровне в условиях искусственной среды.
Для чего нужна стабилизация?
Вам будет интересно: Ракета «Гарпун»: характеристики и фото
У процессов физико-химической стабилизации в нефтегазовой промышленности может быть несколько задач. Для начала стоит отметить недостатки технологий добычи нефти, которые выражаются в потере легких фракций полезного вещества. С другой стороны, целый ряд шламовых и вредных летучих газов извлекаются и транспортируются вместе с нефтяной фазой непосредственно до этапов очистки. В свою очередь, технология стабилизации нефти в зависимости от активности эмульгаторов и других активных компонентов в составе эмульсии может выполнять и функции консервации, и выступать средством сепарации. В первом случае обеспечивается эффект герметизации эмульсии, позволяющий выносить вместе с нефтяной основой фракции легких и тяжелых углеродов, которые могут применяться в нефтегазовой отрасли. Что касается сепарации, то в рамках этой функции разделяются фазы нефти, воды, газа, механических примесей и прочих шламовых включений. Причем надо подчеркнуть, что сама по себе методика разделения вовсе не означает автоматический выброс компонентов кроме нефти. В составе могут быть и полезные фракции, но их дальнейшая обработка будет происходить отдельно от нефти.
Принцип действия процесса стабилизации
Технология может производиться двумя основными способами – путем сепарации и за счет ректификации. В первом случае происходит отделение сопутствующих газовых фаз и углеводородов. Например, сепарация может быть организована как испарительный процесс, обеспеченный изменениями температурных показателей и давления в рабочей камере. В чем заключается процесс стабилизации нефти посредством ректификации? Этот метод также предполагает отделение определенных фаз, но упор делается на процесс подогрева эмульсии. В обоих случаях параметры и дополнительные процессы переработки будут устанавливаться требованиями к конкретным фракциям, которые необходимо выделить или сохранить в составе.
Технологический процесс стабилизации
В расширенной схеме стабилизацию водно-нефтяных эмульсий можно представить следующей последовательностью операций:
Подготовка нефти к стабилизации
Перед началом технологических процессов первичной подготовки нефть проходит несколько транспортировочных узлов, в рамках которых могут организовываться пункты предварительной грубой очистки. Это может быть общая фильтрация, избавляющая эмульсию от крупных частиц песка и шлама. От месторождения до ближайшего сборника сырой нефти продукт проходит несколько замерных установок, на которых также берутся первичные пробы и ведется учет пропущенного объема. На первичном узле сепарации сырье отделяют от пластовой воды и попутного газа в определенных количествах. К процессам стабилизации нефть подходит частично в дегазованном и обезвоженном состоянии, но это не главное требование. Более того, на сборных пунктах может накапливаться сырая нефть без всякой предварительной очистки и в таком состоянии отправляться на объекты переработки – далее выполняются процедуры обессоливания, обезвоживания и стабилизации в разном порядке. Сегодня также применяются и комплексные установки очистки и сепарации, где в едином цикле обработки происходит группа технологических процессов подготовки сырья к производственной операции.
Установка для обеспечения процесса стабилизации
Чаще всего для стабилизации применяются универсальные промысловые сепараторы. Они интегрируются в нефтегазовые магистральные сети и работают по принципу проточного обслуживания. Типовая конструкция представляет собой цилиндрический гравитационный сепаратор с патрубками для подключения к трубопроводам и коммуникационными каналами для энергоснабжения. В конструкции установки стабилизации нефти (УСН) предусматривается несколько секций с раздаточным коллектором, по которому происходит переправление отделенных фаз по разным каналам. Нефть, к примеру, направляется в осадительный блок для последующего выделения окклюдированных газовых пузырьков. Гидроциклонные двухъемкостные сепараторы действуют по принципу центробежных сил, разделяя нефть и газ на самостоятельные потоки.
Оборудование для процессов стабилизации и очистки нефти
Комбинированный способ подготовки нефти в данном случае предполагает выполнение процессов очистки продукта от легких меркаптанов и сероводорода. В условиях нефтяного промысла это оптимальное сочетание методов предварительной подготовки сырья для дальнейших производственных этапов. В общем технологическом процессе очистки и стабилизации применяется нагрев, паровое орошение, газовая сепарация и вывод очищенных остатков. Важным условием является и регуляция давления в диапазонах 0,1-0,2 МПа при температуре до 160 ºС. При использовании правильно подобранного отпаривающего агента можно добиться высокого качества стабилизации нефти на промыслах с необходимым отбором дистиллятов. Качество конечного продукта повышается при оперативном понижении температуры и давления, что повышает интенсивность разделения смесей.
Устройство ректификационных колонн
В комплексных многофункциональных установках для экономии логистических операций применяются группы колонн. Каждая из них выполняет определенный технологический процесс, а в общей инфраструктуре на разных уровнях происходят смежные процедуры. В данном случае рассматриваются колонны стабилизации нефти посредством ректификации. Как правило, данная операция организуется после процессов обезвоживания и обессоливания. Колонна имеет теплообменник, в котором нефть подогревается до оптимальной температуры, после чего ее выводят в форме парогазожидкостной смеси и разделяют на фазы. На специальных тарелках ректификатора производится орошение жидкостных фаз с отпаривающим веществом. Затем могут следовать процессы охлаждения и обогащения другими активными элементами в зависимости от требований к отбираемому дистилляту.
Положительные эффекты стабилизации
Технологическая организация процессов подготовки нефти требует немалых энергетических затрат. Сложность таких процедур обуславливается и тем, что они часто выполняются в условиях промысла без высокого уровня инфраструктурного обеспечения. Тем не менее стабилизация нефти на начальных этапах переработки дает следующие преимущества:
Заключение
Методы стабилизации являются частью общего процесса очистки водно-нефтяных эмульсий, но имеют свои особенности с точки зрения применения. Во-первых, это гибкая процедура по своему назначению. Она может выполняться как в целях консервации определенных элементов в составе при добыче и транспортировке ресурса, так и для сепарации с выводом ненужных компонентов. Во-вторых, методы стабилизации сходятся по технологии исполнения с общими техниками физико-химической подготовки нефтегазового сырья, но с определенными отличиями в параметрах воздействия со стороны активных сред.
Первичные процессы переработки нефти на НПЗ, ее фракционный состав и устройство ректификационных колонн
Нефть состоит из множества компонентов — фракций, — свойства, область применения и технологии переработки которых различны. Первичные процессы нефтеперерабатывающего производства позволяют выделить отдельные фракции, подготовив тем самым сырье для дальнейшего получения всем нам хорошо знакомых товарных продуктов — бензина, дизеля, керосина и многих других
Стабильность прежде всего
Прежде чем попасть на производство, нефть еще на промысле проходит первоначальную подготовку. При помощи газонефтяных сепараторов из нее удаляют наиболее легкие, газообразные составляющие. Это попутный нефтяной газ (ПНГ), состоящий преимущественно из метана, этана, пропана, бутана и изобутана, то есть из углеводородов, в молекулах которых содержится от одного до четырех атомов углерода (от CH4 до C4H10). Этот процесс называется стабилизацией нефти — подразумевается, что после него нефть будет сохранять свой углеводородный состав и основные физико-химические свойства при транспортировке и хранении.
Объективно говоря, разгазирование пластовой нефти начинается еще в скважине по мере продвижения ее наверх: из-за падения давления в жидкости газ из нее постепенно выделяется. Таким образом, наверху приходится иметь дело уже с двухфазным потоком — нефть / попутный газ. Их совместное хранение и транспортировка оказываются экономически невыгодными и затруднительными с технологической точки зрения. Чтобы переместить двухфазный поток по трубопроводу, необходимо создать в нем условия постоянного перемешивания, чтобы газ не отделялся от нефти и не создавал в трубе газовые пробки. Все это требует дополнительных затрат. Намного проще оказывается пропустить газонефтяной поток через сепаратор и максимально отделить от нефти ПНГ. Получить абсолютно стабильную нефть, составляющие которой совсем не будут испаряться в атмосферу, практически невозможно. Некоторое количество газа все равно останется и будет извлечено в процессе нефтепереработки.
Кстати, сам попутный нефтяной газ — это ценное сырье, которое может использоваться для получения электроэнергии и тепла, а также в качестве сырья для нефтехимических производств. На газоперерабатывающих заводах из ПНГ получают технически чистые отдельные углеводороды и их смеси, сжиженные газы, серу.
Из истории дистилляции
Дистилляция, или перегонка, — процесс разделения жидкостей путем их испарения и последующей конденсации. Считается, что впервые этот процесс освоили в Древнем Египте, где он применялся при получении из кедровой смолы масла для бальзамирования тел умерших. Позднее смолокурением для получения кедрового масла занимались и римляне. Для этого горшок со смолой ставили на огонь и накрывали шерстяной материей, на которой собиралось масло.
Аристотель описал процесс дистилляции в своей работе «Метеорология», а также упоминал вино, пары которого могу вспыхнуть — косвенно подтверждение того, что его предварительно могли подвергнуть перегонке, чтобы повысить крепость. Из других источников известно, что вино перегоняли в III веке до н. э. в Древнем Риме, правда, не для получения бренди, а для изготовления краски.
Следующие упоминания дистилляции относятся к I веку н. э. и связаны с работами александрийских алхимиков. Позднее этот метод у греков переняли арабы, которые активно использовали его в своих опытах. Также достоверно известно, что дистилляцией алкоголя в XII веке занимались в Салернской врачебной школе. В те времена, впрочем, дистилляты спирта употреблялись не как напиток, а в качестве лекарства. В XIII веке флорентийский медик Тадео Альдеротти впервые осуществил фракционирование (разделение) смеси жидкостей. Первая книга, целиком и полностью посвященная вопросам дистилляции, была опубликована в 1500 году немецким врачом Иеронимом Бруншвигом.
Долгое время для перегонки применялись достаточно простые устройства — аламбик (медный сосуд с трубкой для отвода пара) и реторта (стеклянная кол-ба с узким и длинным наклонным носиком). Техника стала совершенствоваться в XV веке. Однако предшественники современных ректификационных колонн для перегонки нефти, в которых происходит теплообмен между противонаправленными потоками жидкости и пара, появились лишь в середине XIX века. Они позволили получать спирт крепостью 96% с высокой степенью очистки.
Также на месторождении от нефти отделяют воду и механические примеси. После этого она поступает в магистральный нефтепровод и отправляется на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Прежде чем приступить к переработке, нефть необходимо очистить от содержащихся в ней солей (хлоридов и сульфатов натрия, кальция и магния), которые вызывают коррозию оборудования, оседают на стенках труб, загрязняют насосы и клапаны. Для этого используются электрообессоливающие установки (ЭЛОУ). Нефть смешивают с водой, в результате чего возникает эмульсия — микроскопические капельки воды в нефти, в которых растворяется соль. Получившуюся смесь подвергают воздействию электрического поля, из-за чего капли соленой воды сливаются друг с другом и затем отделяются от нефти.
Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений. С помощью первичной перегонки ее можно разделить только на части — дистилляты, содержащие менее сложную смесь. из-за сложного состава нефтяные фракции выкипают в определенных температурных интервалах.
Фракционный состав
Многие процессы на НПЗ требуют подогрева нефти или нефтепродуктов. Для этого используются трубчатые печи. Нагрев сырья до требуемой температуры происходит в змеевиках из труб диаметром
Нефть состоит из большого количества разных углеводородов. Их молекулы различаются массой, которая, в свою очередь, определяется количеством составляющих их атомов углерода и водорода. Чтобы получить тот или иной нефтепродукт, нужны вещества с совершенно определенными характеристиками, поэтому переработка нефти на НПЗ начинается с ее разделения на фракции.
Согласно исследованию нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, проведенному Американским нефтяным институтом, номенклатура нефтепродуктов, выпускаемых на современных НПЗ и имеющих индивидуальные спецификации, насчитывает более 2000 пунктов.
В одной фракции нефти могут содержаться молекулы разных углеводородов, но свойства большей части из них близки, а молекулярная масса варьируется в определенных пределах. Разделение фракций происходит путем перегонки нефти (дистилляции), основанной на том, что у разных углеводородов температура кипения различается: у более легких она ниже, у более тяжелых — выше.
Основные фракции нефти определяют по интервалам температур, при которой кипят входящие в них углеводороды: бензиновая фракция — 28—150°C, керосиновая фракция — 150—250°C, дизельная фракция, или газойль, — 250—360°C, мазут — выше 360°C. Например, при температуре 120°C большая часть бензина уже испарилась, но керосин и дизельное топливо находятся в жидком состоянии. Когда температура поднимается до 150°C, начинает кипеть и испаряться керосин, после 250°C — дизель.
Существует ряд специфических названий фракций, используемых в нефтепереработке. Так, например, головной пар — это наиболее легкие фракции нефти, полученные при первичной переработке. Их разделяют на газообразную составляющую и широкую бензиновую фракцию. Боковые погоны — это керосиновая фракция, легкий и тяжелый газойль.
От колонны к колонне
Ректификационная колонна
Ректификационная колонна — вертикальный цилиндр, внутри которого расположены специальные перегородки (тарелки или насадки). Пары нагретой нефти подаются в колонну и поднимаются вверх. Чем более легкие фракции испаряются, тем выше они поднимутся в колонне. Каждую тарелку, расположенную на определенной высоте, можно рассматривать как своего рода фильтр — в прошедших ее парах остается все меньшее количество тяжелых углеводородов. Часть паров, конденсировавшихся на определенной тарелке или не достигнув ее, стекает вниз. Эта жидкость, носящая название флегмы, встречается с поднимающимся паром, происходит теплообмен, в результате которого низкокипящие составляющие флегмы снова превращаются в пар и поднимаются вверх, а высококипящие составляющие пара конденсируются и стекают вниз с оставшейся флегмой. Таким образом удается достичь более точного разделения фракций. Чем выше ректификационная колонна и чем больше в ней тарелок, тем более узкие фракции можно получить. На современных НПЗ высота колонн превышает 50 м.
Простейшую атмосферную перегонку нефти можно провести путем обычного нагревания жидкости и дальнейшей конденсации паров. Весь отбор здесь заключается в том, что собирается конденсат паров, образовавшихся в разных интервалах температуры кипения: сначала выкипают и затем конденсируются легкие низкокипящие фракции, а затем средние и тяжелые высококипящие фракции углеводородов. Конечно, при таком способе говорить о разделении на узкие фракции не приходится, так как часть высококипящих фракций переходит в дистиллят, а часть низкокипящих не успевает испариться в своем температурном диапазоне. Чтобы получить более узкие фракции, применяют перегонку с ректификацией, для чего строят ректификационные колонны
50
метров и больше может достигать высота ректификационных колонн на современных нпз
Отдельные фракции могут подвергаться и повторной атмосферной перегонке для разделения на более однородные компоненты. Так, из бензинов широкого фракционного состава получают бензольную, толуольную и ксилольную фракции — сырье для получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола). Повторной перегонке и дополнительному разделению могут подвергать и дизельную фракцию.
Перегонка нефти на современных атмосферных установках может осуществляться как однократное испарение в одной ректификационной колонне, двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах или перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне предварительного испарения.
Перегонка нефти на современных атмосферных установках и на атмосферных секциях комбинированных установок может осуществляться разными способами: как однократное испарение в одной ректификационной колонне, двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах или перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне предварительного испарения. Также ректификационные колонны могут быть вакуумными, где конденсация паров происходит при минимальном давлении.
Фракции, кипящие при температуре свыше 360°C, при атмосферной перегонке (перегонке при атмосферном давлении) не отделяются, так как при более высокой температуре начинается их термическое разложение (крекинг): крупные молекулы распадаются на более мелкие и состав сырья меняется. Чтобы этого избежать, остаток атмосферной дистилляции (мазут) подвергают перегонке в вакуумной колонне. Так как в вакууме любая жидкость кипит при более низкой температуре, это позволяет разделить и более тяжелые составляющие. На этом этапе выделяются фракции смазочных масел, сырье для термического или каталитического крекинга, гудрон.
В ходе первичной переработки получают разные виды сырья, которые затем будут подвергаться химическим преобразованиям в рамках вторичных процессов. У них уже привычные названия — бензин, керосин, дизель, — но они еще не соответствуют требованиям к товарным нефтепродуктам. Их дальнейшая трансформация необходима, чтобы улучшить потребительские качества, очистить, создать продукты с заданными характеристиками и повысить глубину переработки нефти.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Стабилизационная колонна
В стабилизационной колонне 8 происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ. [31]
К стабилизационной колонне бензин поступает под давлением, пройдя предварительно подогреватели. В верхней части колонны отгоняется пропан и бутан, а бензин отводится снизу колонны и поступает в хранилище бензина. Выход пропан-бутана составляет около 10 % от бензина ступени расщепления. [32]
В стабилизационной колонне 9 при абсолютном давлении 6 кгс / см ( 0 6 МПа) происходит дебутанизация бензина. Газ стабилизации совместно с жирным газом, выходящим из газосепаратора 10, выводится с установки. Стабильный бензин из колонны 9 под собственным давлением проходит кипятильник 17, конденсатор воздушного охлаждения 20, холодильник 21 и после защелачивания ( на рисунке не показано) отводится с установки. [33]
В стабилизационной колонне отгоняются от гидрогенизата бензиновые фракции и оставшиеся растворенные газы. Для отгона от гидрогенизата бензина и растворенных газов в низу стабилизационной колонны поддерживают температуру около 280 С путем нагрева части гидрогенизата в трубчатой печи стабилизации 9 и возврата его в колонну. Стабильный продукт с низа колонны 7 через теплообменник 4 и холодильник ( на схеме не показан) направляется на заще-лачивание и водную промывку для окончательной очистки от сероводорода. [34]
В стабилизационной колонне установлены 22 колпачковых тарелок, из них 8 тарелок в укрепляющей секции. Паровое орошение в колонне создается циркуляцией горячей струи. [35]
В стабилизационной колонне происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГБЗ. В нижней ( отпарной) и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелочные устройства, которые способствуют более полному отделению легких фракций. Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддерживается более высокая температура ( до 240 С), чем температура нефти, поступающей вверх отпарной части. Циркуляция стабильной нефти осуществляется насосом 12 по линии X. В печи 13 может также подогреваться часть нестабильной нефти, которая затем подается вверх отпарной колонны по линии XI. В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие фракции, которые поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны, где на тарелках происходит более четкое разделение rfa легкие и тяжелые углеводороды. Конденсат ( широкая фракция легких углеводородов) насосом 7 / перекачивается в емкости хранения, а часть по линии IX направляется в верх стабилизационной колонны на орошение. [36]
В стабилизационной колонне производится отделение непрореагировавших пропана и пропилена от полученных продуктов. С низа колонны выводится стабильный компонент автобензина. [38]
К стабилизационной колонне бензин поступает под давлением, пройдя предварительно подогреватели. [39]
В стабилизационной колонне происходит дебутанизация бензина. Пары с верха 26 поступают в конденсатор-холодильник 25, откуда парожидкостная смесь направляется в газосепаратор 24, где разделяется на газ стабилизации и головку стабилизации. Газ выводится с установки, а головка возвращается в колонну 26 в качестве орошения. Стабильный бензин с низа 26 под собственным давлением проходит кипятильник 32, воздушный 38 и водяной 39 холодильники. Для улучшения стабильности к бензину перед выходом с установки добавляют антиокислитель. [40]
В стабилизационной колонне от бензина отгоняются легчайшие углеводороды до бутана и бутена включительно. Орошающая жидкость в основном состоит из смеси пропана, пропена, бута-нов и бутенов. [41]
В стабилизационной колонне 8 происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ. [42]
В стабилизационной колонне осуществляется стабилизация бензина при двух режимах: дебутанизация и депропанизация. [43]
В стабилизационных колоннах осуществляется селективная сепарация летучих компонентов. Эти колонны подобны колоннам, применяющимся при переработке нефти, однако они более просты по конструкции. [45]