Лекция №2. Стабилизация нефтяного и газового конденсата.

Стабилизация нефти, газоконденсата и сбор газа — начало комплекса технологических процессов их переработки. Система сбора нефти и газа организуется таким образом, чтобы попутные газы были отделены полностью от нефти и использованы. В тех случаях, если системы сбора газа на вновь вступающих в эксплуатацию промыслах не подготовлены, газ сжигается на факелах. Коэффициент переработки газа (отношение количества газа, поданного на переработку, к количеству добытого газа) возрастает в процессе обустройства нефтепромыслов. Во всех сис­темах сбора предусматривается отделение попутного газа от нефти ме­тодом сепарации и передача газа для дальнейшей переработки на газоперерабатывающий (газобензиновый) завод, а нефти — на нефтеперерабатывающий завод.

Принцип действия сепарационных процессов основан на измене­нии фазовых соотношений газоконденсатных систем при изменении параметров системы, т. е. это процесс извлечения легких углеводородов многократным или однократным испарением при снижении давления.

Попутный газ отделяют от нефти в два этапа, разделенных во времени и пространстве: первый этап осуществляется при промысловой под­готовке нефти в сепараторах различного давления гравитационным разделением. Полного отделения газа при этом не происходит. В нефти остается в растворенном состоянии до 1,5—2,0 % углеводородов С₁—С₄. Для более глубокого извлечения легких фракций нефть направляют на специальные стабилизационные установки, в состав которых входят ректификационные колонны. Продуктами этих установок являются стабильная нефть и газоконденсат. Газоконденсат направляется на цен­тральные газофракционирующие установки (ЦГФУ), где разделяется на индивидуальные углеводороды и товарные фракции.

При анализе влияния различных параметров на сепарацию, прежде всего, определяют полноту извлечения газа из нефти и унос капелек нефти вместе с газом. Эти показатели зависят от числа ступеней сепара­ции, давления по ступеням сепарации, температуры и объема поступа­ющей нефтегазовой смеси и конструкции сепараторов.

Обычно газ отделяют от нефти в две или три ступени под неболь­шим давлением или при разрежении: первая ступень — 0,7—0,4 МПа, вторая — 0,27 — 0,35 МПа, третья — 0,1 — 0,2 МПа. Сепараторы первой ступени, выполняющие одновременно роль буферных емкостей, нахо­дятся, как правило, непосредственно на месторождении, сепараторы второй и третьей ступеней — обычно на территории центральных сбор­ных пунктов (товарных парков и площадок для подготовки и перекачки нефти). Для отделения нефтяного газа от капель жидкости на промыс­лах устанавливают газовые сепараторы, оборудованные фильтрами гру­бой и тонкой очистки из колец Рашига, металлической стружки, прово­лочной сетки и других материалов. Однако даже при трехступенчатой сепарации полное отделение газа от нефти не достигается. Поэтому при транспортировке и хранении возможны потери легких углеводородов, включая бензиновые фракции (особенно в летнее время).

Наименьшее количество тяжелых углеводородов содержится в газе первой ступени сепарации, проводимой под давлением до 0,7 МПа; наибольшее — в газе третьей ступени сепарации, осуществляемой под давлением, близким к атмосферному (табл. 6.1).

Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабоче­го газового фактора, плотности, молекулярной массы и теплоты сгора­ния выделяющегося газа, а также к уменьшению содержания в нем тяжелых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вяз­кой, в ней увеличивается содержание легких углеводородов.

Состав отсепарированного газа в зависимости от давления меняется следующим образом: при увеличении давления в сепараторе уменьша­ется содержание пропана, бутанов, пентанов и высших углеводородов, увеличивается содержание метана.

На количество и состав выделяющегося газа существенно влияет температура сепарации. С повышением температуры увеличивается ко­личество выделяющегося газа, а также содержание в нем тяжелых угле­водородов. При изменении режима сепарации на практике, как прави­ло, температуру нефтегазовой смеси искусственно не меняют. Поэтому влияние температуры на процесс сепарации связано с изменением тем­пературы окружающей среды и дебита скважины.

На унос углеводородов с газом влияет также расход нефти в сепара­торах, особенно при сепарации в вертикальных гравитационных сепараторах. Увеличение расхода нефти приводит к резкому возрастанию уноса газа вместе с нефтью, так как часть газа не успевает выделиться. Количество уносимого газа тем больше, чем выше скорость движения нефти. При сепарации больших количеств газонефтяной смеси прихо­дится увеличивать число сепараторов.

Газовый фактор сепарируемой нефти оказывает такое же влияние на качество сепарации, как и изменение расхода нефти.

С увеличением газового фактора повышается унос газа вместе с не­фтью при постоянной пропускной способности сепаратора.

Заметное влияние на выделение из нефти газа оказывают центро­бежные силы, возникающие при тангенциальном вводе газонефтяного потока в сепаратор. В промышленности широкое применение нашла конструкция сепаратора, состоящего из центробежного разделителя и буферной емкости. Эта конструкция получила название гидроциклонного сепаратора.

При высоких устьевых давлениях скважин применяется многоступен­чатая сепарация, имеющая ряд преимуществ перед одноступенчатой: увеличивается количество товарной нефти за счет сохранения легких уг­леводородов, нефть становится менее плотной и вязкой; используется энергия пласта при транспортировке нефтяного газа первых ступеней се­парации; уменьшается содержание тяжелых углеводородов в нефтяном газе первых ступеней сепарации, что облегчает его транспортировку.

На нефтяных промыслах используются газонефтяные сепараторы двух типов: двух- и трехфазные. В трехфазных сепараторах помимо от­деления газа от нефти отделяется также и вода.

Следует отметить, что несмотря на совершенствование техники и технологии сепарации нефти и газа, промысловые сепараторы остаются громоздкими и дорогостоящими аппаратами. Их работа основана на малоэффективном гравитационном принципе, и они малопроизводи­тельны; сепараторы перестают работать, когда нефтегазовая смесь об­разует пену; потеря энергии, заключенной в нефтегазовом потоке, при снижении давления в ступенчатом разгазировании приводит к необхо­димости применения в дальнейшем для сбора и транспорта нефти и газа дополнительно насосных и компрессорных агрегатов.

Получить абсолютно стабильную нефть, т. е. совершенно неспособ­ную испаряться в атмосферу, практически невозможно. Даже снижение давления ее паров до 0,002 МПа, на которое рассчитана дыхательная аппаратура резервуаров, не исключило бы потери нефти от испарения при больших и малых «дыханиях» (см. следующий раздел). Поэтому понятие о стабильных и нестабильных нефтях в какой-то мере условно

Стабилизация является завершающей стадией промысловой сепарации нефти. Увеличением числа ступеней сепарации и подбором давлений на них можно добиться получения заданного давления насыщенных паров. Однако радикальным решением извлечения легких углеводоро­дов из нефти является стабилизация с использованием ректификацион­ных колонн. При невысоком содержании растворенных газов (до 1,5 % мас.) используется одноступенчатая установка стабилизации (рис. 6.2, а). Нестабильная нефть I после сепаратора газа 1 поступает в ректифика­ционную колонну 2, где за счет тепла из нагревателя (на схеме не ука­зан) от нефти отпариваются легкие углеводороды. Последние конден­сируются в конденсаторе 3 и в сепараторе 4 разделяются на несконденсированный углеводородный газ III и жидкую фазу IV, содержащую углеводороды С₃—С₅ с примесью гексанов. С низа колонны 2 выводят ста­бильную нефть VI. В случае повышенного содержания газа в нефти используется двухступенчатая установка стабилизации (рис. 6.2, б), где в первой колонне при давлении до 0,5 МПа от нее отгоняют бензино­вую фракцию, а снизу выводят стабильную нефть VI. Широкая бензи­новая фракция после сепаратора 4, в которой отделяется газ III, посту­пает в колонну вторичной ректификации, где она разделяется на газ ///, сжиженные углеводороды С₃—С₄ IV и легкую бензиновую фракцию VII, состоящую из углеводородов С₄—С₇. Вторая колонна работает под давлением до 1,2 МПа. Нефть с низа первой колонны, лишенная лег­ких фракций, частично подается на циркуляцию в трубчатую печь. Часть конденсата из сепаратора второй колонны подается насосом на орошение, а избыток направляется на ГПЗ для разделения. Стабилизи­рованный бензин VII после охлаждения направляется в отдельную ем­кость либо смешивается со стабилизированной нефтью и направляется на НПЗ. Содержание легких фракций в нефти до и после стабилизации приводится ниже (% об.):

В результате стабилизации нефти получают широкую фракцию лег­ких углеводородов (ШФЛУ) от метана до гептана и выше. Состав этой фракции определяется качеством стабилизируемой нефти и методами стабилизации.

Увеличение объема добычи конденсата связано с совершенствова­нием технологии промыслового сбора, стабилизации и переработки конденсата. Часть углеводородного конденсата из газа выделяется при снижении температуры и давления газа на установках комплексной подготовки газа (УКПГ). Более полное извлечение конденсата и доста­точно высокое извлечение этана и высших углеводородов из природного газа может быть достигнуто путем абсорбции. Для получения ста­бильного конденсата в основном применяют процессы ректификации и многоступенчатой дегазации (сепарации), как в отдельности, так и в сочетании между собой. Стабилизация многоступенчатой дегазацией основана на снижении растворимости легких компонентов в углево­дородах Сз и выше при повышении температуры и уменьшении давле­ния, различная растворимость компонентов обеспечивает их избира­тельное выделение из жидкой фазы. Для стабилизации конденсата мо­гут применяться одно-, двух- и трехступенчатые схемы дегазации. Стабилизация конденсата многоступенчатой дегазацией применяется как резервный вариант при остановке установки стабилизации кон­денсата (УСК).

Однако стабилизация многоступенчатой дегазацией имеет серьез­ные недостатки, такие, как потеря легких фракций конденсата и невоз­можность производства сжиженных газов, отвечающих требованиям стандартов. Кроме того, сбор и утилизация газов сепарации связаны с большими энергетическими затратами. Указанные факторы и большие объемы добычи конденсата обусловили разработку и внедрение техно­логических процессов с использованием ректификации. Эти процессы имеют ряд преимуществ по сравнению со стабилизацией многоступен­чатой дегазацией:

• облегчается утилизация газовых потоков при проведении предвари­тельной сепарации и деэтанизации нестабильного конденсата при вы­соких давлениях;

• рационально используется энергия нестабильного конденсата;

• товарный конденсат отличается низким давлением насыщенных па­ров, что снижает его потери при транспортировке и хранении.

Установка стабилизации газового конденсата представлена на рис. 6.3. Сырьем служит частично дегазированный нестабильный кон­денсат, получаемый на установке низкотемпературной сепарации (НТС). Конденсат I с промысла поступает во входной сепаратор 1, где частично дегазируется при 1,6—1,7 МПа и 0—10°С. В деэтанизатор 4 сырье подается двумя потоками: около 60 % (мас.) подогревается в теп­лообменнике 3 до 10—30 °С и вводится в колонну на 14 тарелку, а дру­гая часть в качестве орошения подается на 22 тарелку.

Температура низа деэтанизатора поддерживается принудительной циркуляцией части кубовой жидкости через печь беспламенного горе­ния 5.

Нижний продукт колонны 4 подается в стабилизатор 6, в котором происходит его дебутанизация. Выводимая сверху колонны 6 парогазо­вая смесь охлаждается в воздушных конденсаторах-холодильниках 7до 40 — 60 °С и поступает в сепаратор 8. Этот продукт IV по составу соответ­ствует широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и служит для получения сжиженных газов различных марок. Кубовый остаток (про­дукт V колонны) соответствует стабильному конденсату с давлением насыщенных паров не более 66 кПа.