ОЧИСТКА НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖАНАЖОЛ ОТ СЕРОСОДЕРЖАШИХ СОЕДИНЕНИЙ ПРОЦЕССОМ ДЕМЕРКАПТАНИЗАЦИИ

Нефть месторождения Жанажол по классификации и составу относится к уникальным нефтям. Причиной тому служит высокое содержание сернистых соединений, особенно сероводорода, меркаптанов и высокомолекулярных инертных соединений. Нормативная документация ограничивает содержание сероводорода и метил-этилмеркаптанов в нефти по причине их высокой токсичности и коррозионной активности по соответствующим видам.

Добываемая, на месторождении Жанажол, нефть проходит соответствующую подготовку и должна отвечать требованиям, приведенным в Табл.1.

Таблица 1  

Физико-химические показатели нефти месторождения Жанажол

Исходным сырьем установки очистки нефти от меркаптанов является нефть, поступающая со скважин месторождения «Жанажол», Северная Трува после термического обезвоживания, электрохимического обессоливания, стабилизации на установке подготовки нефти (УПН). Физико-химическая характеристика данной смеси приведена в Табл.2.

Таблица 2 Физико-химическая характеристика нефти, поступающей на установку демеркаптанизации нефти

Широко применяемая технология демеркаптанизации нефти заключается в дегазировании, обезвоживании и обессоливании [1]. Стабильная нефть с УПН поступает в буферную емкость установки демеркаптанизации, где поддерживается соответствующий уровень. При этом давление и температура нефти должны быть в заданных пределах, согласно установленным нормам технологического режима.

Подогретая нефть поступает в узел смешения с едкой щелочью, далее поступает в контактор-1, где за счет реагирования со щелочью происходит очистка нефти от нафтеновых кислот, сероводорода и других сернистых и кислых примесей. Уровень раздела фаз нефти и раствора щелочи контролируется уровнемером, регулируется клапаном, через который отработанная щелочь поступает в хранилище щелочных стоков, далее на погрузку в автоцистерны. При этом система непрерывно и автоматически пополняется свежим раствором каустика через клапан с определенным расходом.

H2S + 2NaOH →Na2S + 2H2O RSH + NaOH ↔RSNa + H2O

RCOOH + NaOH → RCOONa + H2O

Очищенная от сероводорода нефть сверху аппарата контактора-1 поступает на вторую ступень очистки на вход контактора-2. Воздух, необходимый для окисления, компрессором, через буферную емкость,через блок воздушных фильтров А/В, воздушный барботер перед входом в контактор-2 вводится в поток нефти в установленном количестве.

После прохождения реакции окисления углеводородная и щелочная фазы разделяются. Регенерированная щелочь идет на смешение со свежим подпитывающим раствором, а нефть отправляют на хранение.

Для ускорения реакции превращения меркаптидов в дисульфидное масло в раствор щелочи добавляется катализатор окисления в строго определенных концентрациях. Зачастую катализирующим агентом выступают органические соединения кобальта.

Меркаптаны сосредоточены в основном в легких фракциях нефти, где их содержание может составлять от 40-50 до 70-75% от всех серосодержащих соединений фракций [2]. С повышением температуры кипения фракции, их содержание резко падает, а во фракциях, выкипающих выше 300°С, они практически отсутствуют. Сероводород, метил- и этилмеркаптаны помимо высокой токсичности, летучести, обладают также неприятным запахом, коррозионной активностью, а при переработке нефти и газоконденсата неизбежно образуются токсичные сернистощелочные сточные воды. Поэтому при добыче, транспортировании, хранении переработке нефти и газоконденсата с высоким содержанием сероводорода, меркаптанов возникают большие экологические и технологические проблемы.

Одним из путей решения задачи по удалению вышеперечисленных нежелательных серосодержащих компонентов может быть процесс защелачивания легкой бензиновой фракции с предварительным ее выделением в колонне разгонки. Выделение легкой бензиновой фракции заметно снижает количество продукта, подлежащего демеркаптанизации, уменьшая тем самым капитальные вложения установки демеркаптанизации.

Принцип технологического решения этой проблемы заключается в следующем. Предварительно стабилизированное, обезвоженное и обессоленное сырье подогревается в теплообменниках и печи до 1800С. Для обеспечения восходящего потока и стабильного температурного режима в колонне, последняя снабжается ребойлером для подогрева кубовой жидкости. В итоге нефть разделяется на легкую бензиновую и тяжелую нефтяную фракции [3].

Бензиновая фракция сверху колонны конденсируется и охлаждается до 400С с помощью воздушных холодильников. Часть бензина возвращается обратно из рефлюксовой емкости в колонну разгонки в качестве орошения с регулируемым расходом, балансовая часть бензина направляется  на блок демеркаптанизации с помощью насосов.

Кубовый остаток, проходя систему теплообменного оборудования, отдает тепло технологическим средам и с температурой 40-450С объединяется с очищенной бензиновой фракцией.

Согласно данным, приводимым Мановяном А.К., по интервалу кипения нефти сера распределяется неравномерно ‒ в легких фракциях 80-1000С ее содержится много, во фракциях 150-2200С ее количество обычно минимально и далее к концу кипения существенно нарастает.

На основании имеющихся данных физико-химических показателей рассчитывают кривую разгонки на основании выходов фракций при 200 и 3000С и рассчитывают выход фракции начала кипения (н.к.) -1500С.

Для определения выхода легких фракций до 200 и 3000С (В200 и В300, % масс.) из нефти, можно воспользоваться корреляционной связью между выходом и плотностью нефти:

Таблица 3

По найденным значениям строят график и рассчитывают уравнение, описывающее эту зависимость (Рисунок 1). На основании линейной зависимости температура – выход фракции находят потенциальное содержание фракции от начала кипения (н.к.) до 1500С. Вычисления показывают, что при 1500С должно выкипать 27,5 % масс. бензина.

Из рисунка видно, что соотношение масс предполагаемой и фактически обрабатываемых щелочью сред равно 0,275 : 1,000.

Процесс очистки бензиновой фракции проходит в несколько этапов. Охлажденный поток бензина подается в емкость промывки каустиком для удаления сероводорода. Концентрация едкого натра составляет 14% масс. Время смены раствора каустика зависит от реальной загрузки установки и осуществляется на основании полученных аналитических данных.

Удаление меркаптанов и остатков H2S происходит на установке Мерокс при контакте с циркулирующим каустиком в экстракционной колонне. В кубовую часть колонны подают воздух и расчетные порции катализатора. Затем бензин направляется на фильтры для отделения от возможно присутствующих частиц щелочи. После чего отправляется для разгонки.

Проведено сравнение  в организации и расходных стадиях двух процессов демеркаптанизации нефти.Удельные расходы реагентов на основании расчетов приведены в Табл.4.

 Таблица 4

Удельный расход реагентов в процессах демеркаптанизации нефти

Таким образом, применение процесса демеркаптанизации не всей нефти, большая часть которой выступает балластными фракциями ввиду инертности высокомолекулярных серосодержащих соединений, а лишь ее части – фракции н.к.-1500С способен оказать огромный технологический и экономический эффект в нефтедобывающих компаниях, что целесообразно учитывать при подготовке нефти на установках УПН.

Список литературы

1.     Олтырев, А.Г. Гидрообессеривание прямогонных и вторичных дизельных топлив / А.Г. Олтырев, В.В. Самсонов, В.Г. Власов //Химия и технология топлив и масел. – 2004. – № 6. - С. 43-44.

2.     Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. –Уфа: Гилем, 2002.-672с.

3.     Большаков Г.Ф. Сероорганические соединения нефти / Г.Ф. Большаков - Новосибирск, Наука, 1986. -243 с.