5. Стабилизация нефти. Установки стабилизации нефти на промыслах.

Стабилизация нефти:

Нефть, выходящая из промысловых скважин, несет с собой попутный газ, песок, ил, кристаллы солей и воду в виде насыщенного раствора хлоридов. Попутные и растворенные в нефти газы отделяются на промысле в системе трапов-газосепараторов за счет последовательного снижения давления – от давления в скважине до атмосферного. Газ, выходящий из сепараторов сверху, частично освобождается от увлеченного конденсата в промежуточных приемниках и направляется на газобензиновые заводы или закачивается в скважины для поддержания в них пластового давления. После трапов-газосепараторов в нефти остаются еще растворенные газы, содержание которых иногда достигает 4 % (масс.).

В трапах-газосепараторах одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппараты на промыслах часто служат отстойниками. Нефть из трапов-газосепараторов направляется в отстойные резервуары емкостью до 30-50 тыс. м³, из которых она поступает на промысловые электрообессоливающие установки (ЭЛОУ).

Установка стабилизации нефти на промысле:

Процесс физической стабилизации нефти предназначен для удаления газовых компонентов. Вследствие высокого давления насыщенных паров газы выделяются из нефти при температуре окружающей среды, унося с собой ценные легкие (пусковые) компоненты бензиновых фракций.

Ниже приведены температуры и соответствующие им давления насыщенных паров для легких углеводородов:

Температура, °С	0	10	20	30	40	50
Давление, МПа:
Этан	2,31	2,92	3,65	4,50	—	—
Пропан	0,46	0,62	0,82	1,06	1,34	1,66
н-бутан	0,10	0,14	0,20	0,27	0,37	0,48

Такое испарение наблюдается в резервуарах, при сливе и наливе нефтей и нефтепродуктов. При этом потери могут достигать 5 % (масс.). Присутствие в нефти газов, кроме того, способствует образованию в трубопроводах паровых пробок, которые затрудняют перекачивание.

Установки стабилизации нефти строятся и эксплуатируются на промыслах. Для стабилизации только нефти применяют одноколонные установки, а двухколонные установки используют для стабилизации нефти в одной колонне и стабилизации газового бензина – в другой. Последние используют для нефтей с высоким содержанием растворенных газов – более 1,5 % (масс.). Технологическая схема двухколонной установки стабилизации нефти приведена на рис.

Рис. Технологическая схема установки стабилизации нефтей:

1 – трубчатая печь;

2, 13 – колонны;

3, 4, 5, 11, 20 – насосы;

6, 17 – теплообменники;

7 – подогреватель;

8, 14 – холодильники-конденсаторы;

9 – газоводоотделитель;

10, 16 – редукционные клапаны;

12 – кипятильник;

15 – газосепаратор;

18 – холодильник;

19 – аппарат воздушного охлаждения.

I – сырая нефть;

II – сухой газ;

III – сжиженный газ;

IV – стабильный бензин;

V – стабильная нефть;

VI – вода;

VII – водяной пар.

Сырая нефть из резервуаров промысловых ЭЛОУ забирается сырьевым насосом 5, прокачивается через теплообменник 6, паровой подогреватель 7 и при температуре около 60 °С подается под верхнюю тарелку первой стабилизационной колонны 2. Эта колонна оборудована тарелками желобчатого типа (число тарелок может быть от 16 до 26), верхняя из которых является отбойной, три нижних – смесительными. Избыточное давление в колонне от 0,2 до 0,4 МПа, что создает лучшие условия для конденсации паров бензина водой в водяном холодильнике-конденсаторе 8. Нефть, переливаясь с тарелки на тарелку, встречает более нагретые поднимающиеся пары и освобождается от легких фракций. Температура низа колонны поддерживается в пределах 130-150 °С за счет тепла стабильной нефти, циркулирующей через змеевики трубчатой печи 1 с помощью насоса 3. Стабильная нефть, уходящая с низа колонны, насосом 4 прокачивается через теплообменники 6, где отдает свое тепло сырой нефти. Далее нефть проходит аппарат воздушного охлаждения 19 и поступает в резервуары стабильной нефти, откуда она и транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы.

Смесь газов и паров, выходящая с верха колонны 2, охлаждается в холодильнике-конденсаторе 8. Газы вместе с образовавшимся конденсатом поступают в газоводоотделитель 9. Несконденсированные газы – сухой газ (в основном метан и этан) с верха газоводоотделителя выводятся с установки. На газоотводном трубопроводе ставится редукционный клапан 10, поддерживающий стабильное давление в аппарате 9 и колонне 2.

Газоводоотделитель разделен вертикальной перегородкой. Из одной половины аппарата снизу с помощью регулятора уровня, который соединен с клапаном на дренажной линии, выводится вода. Из другой половины конденсат – смесь углеводородов – забирается насосом 11 и прокачивается через теплообменник 17 стабильного бензина. Здесь смесь нагревается примерно до 70 °С и с такой температурой поступает в испарительную часть стабилизационной колонны 13. Колонна имеет 30-32 желобчатые тарелки; давление в колонне поддерживается в пределах 1,2-1,5 МПа.

С верха колонны 13 уходит газ; тяжелая часть газа (пропан, бутаны) конденсируется в водяном холодильнике-конденсаторе 14 и отделяется в газосепараторе 15 от несконденсировавшейся части. Этот несконденсировавшийся газ выходит из газосепаратора сверху, проходит редукционный клапан 16 и объединяется с газом, выходящим из газоводоотделителя 9. С помощью клапана 16 давление в колонне 13 поддерживается в пределах 1,2-1,5 МПа. Сжиженный газ, отводимый с низа газосепаратора 15, направляется насосом 20 в приемник (на схеме не показан). Часть газа возвращается на верхнюю тарелку колонны 13 в виде холодного орошения, с помощью которого температура верха колонны поддерживается в пределах 40-50 °С. Для достаточно полного выделения растворенных газов температура низа колонны должна быть выше 120-130 °С. Такая температура обеспечивается рециркуляцией стабильного бензина через кипятильник 12 с паровым пространством. В кипятильнике бензин нагревается до 160-180 °С водяным паром (давлением 0,3-0,5 МПа). Пары, образующиеся в кипятильнике, поступают в колонну 13, а жидкость – стабильный бензин – перетекает через перегородку внутри аппарата 12 и под давлением системы проходит теплообменник 17, холодильник 18 и далее направляется в резервуар стабильного бензина (на схеме не показан).

В результате стабилизации легкой нефти из нее полностью удаляются метан, этан и на 95 % пропан, при этом давление насыщенных паров нефти при 40 °С снижается с 0,85 до 0,03 МПа, что гарантирует постоянство фракционного состава нефти при ее транспортировании и хранении.

Стабильный бензин IV после охлаждения направляется в отдельную емкость либо смешивается со стабильной нефтью V и направляется на НПЗ. Содержание легких фракций в нефти до и после стабилизации приводится ниже [% (об.)]:

	C1	C2	C3	C4	C5	C6	C7+
До стабилизации	0,6	2,3	2,7	2,3	3,6	7,0	81,5
После стабилизации	—	—	Следы	2,0	4,2	7,4	86,4

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.