УСТАНОВКА ОЧИСТКИ НЕФТИ (ВАРИАНТЫ)
OIL REFINING UNIT (VERSIONS)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к установкам очистки сероводородсодержащих нефтей, и может быть использовано для промысловой очистки высокосернистых нефтей от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002).
Известна установка очистки товарной нефти от сероводорода, включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, буферная емкость, блок нейтрализации сероводорода, содержащий узел приготовления и хранения реагента-нейтрализатора, поршневой насос-дозатор, гаситель пульсации давления, установленный на выкидном трубопроводе насоса-дозатора, и сужающий элемент, установленный после гасителя пульсаций давления, центробежный насос нефти, установленный после буферной емкости, и узел транспортировки очищенной товарной нефти (RU 45293, B01D 19/00, 2005 г., Бюл.№13).
Основным недостатком указанной установки является то, что она требует значительных материальных расходов и эксплуатационных затрат на очистку высокосернистой нефти из-за чрезмерно высокого расхода дорогостоящего реагента на нейтрализацию содержащегося сероводорода (~0,9 т/ч или ~8 тыс.т/год). Кроме того, эксплуатация данной установки приводит к загрязнению очищенной товарной нефти нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода, увеличению содержания в ней воды (за счет образования реакционной воды и введения воды в составе применяемого реагента-нейтрализатора). Кроме того, она не обеспечивает очистку сероводород- и меркаптансодержащей нефти одновременно от легких метил-, этилмеркаптанов до уровня современных требований.
Наиболее близкой к предлагаемой является установка окислительной очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, сырьевую емкость, узел приготовления, хранения и дозировки водного раствора щелочи и раствора фталоцианинового катализатора окисления, содержащий емкость раствора щелочи, емкость раствора катализатора, снабженную барботирующим устройством для продувки раствора катализатора инертным газом (азотом), насосы-дозаторы для подачи растворов щелочи и катализатора в поток сернистой нефти, и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, устройство для подачи воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, установленное на трубопроводе нефти после насоса, подогреватель нефти, реактор окисления колонного типа, емкость-отстойник для сбора реакционной смеси, нижняя часть которой соединена трубопроводом через регулятор расхода с сырьевой емкостью для возврата части реакционной смеси на смешение с сернистой нефтью, и емкость-сепаратор для разделения реакционной смеси, вход которой соединен трубопроводом с емкостью для ее сбора, верхняя часть ее соединена трубопроводом для отвода сепарированного отработанного воздуха на факел, а нижняя ее часть - трубопроводом для отвода отделенного водно-солевого раствора в канализацию сточных вод. При этом в качестве устройства для подачи воздуха используют воздушный компрессор или напорный инжектор, а устройство для смешения сжатого воздуха с нефтью выполнено в виде тора с отверстиями (RU 2120464, C10G 27/06, 1998 г., Бюл. №29).
Недостатком указанной установки является то, что она не обеспечивает получение товарной нефти, соответствующей современным требованиям по нормируемым показателям качества "Массовая доля воды" и "Концентрация хлористых солей", особенно при очистке тяжелых карбоновых нефтей с высоким содержанием сероводорода (300-600 ppm и более). Это связано с тем, что при очистке высокосернистых нефтей в результате протекания реакций окисления сероводорода и меркаптанов образуется значительное количество реакционной воды. Кроме того, в поток нефти дополнительно вводится вода вместе с применяемыми водными растворами щелочи и катализатора окисления. Образование реакционной воды и внесение ее в составе растворов щелочи и катализатора окисления приводит к увеличению ее содержания в очищенной нефти выше норм ГОСТ Р 51858 (не более 0,5% для первой и второй групп нефти). Кроме того, как показали проведенные испытания, присутствие в составе очищенной нефти водорастворимых продуктов окисления сероводорода (сульфитных солей) мешает определению хлористых солей по стандартной методике ГОСТ 21534-76 (метод А-титрованием водного экстракта), давая завышенный результат содержания хлористых солей в товарной нефти. Очистка тяжелых нефтей с повышенным содержанием сероводорода требует проведения процесса окисления при высоком давлении (1,5-3 МПа) для обеспечения растворения стехиометрически необходимого количества воздуха в очищаемой нефти и, следовательно, использования многоступенчатых воздушных компрессоров, центробежных нефтяных насосов и толстостенных реактора окисления, трубопроводов, что приводит к увеличению эксплуатационных и капитальных затрат. Кроме того, очистка таких нефтей на указанной установке может привести к сероотложениям в оборудовании и средствах КИПиА, т.к. основное количество содержащегося сероводорода окисляется воздухом до элементарной серы, обладающей адгезионным и коррозионным свойствами. На указанной установке предусмотрен раздельный ввод в поток очищаемой нефти 25-45%-ного водного раствора щелочи и 0,15-0,25%-ного раствора фтолоцианинового катализатора в воде, очищенной от расворенного кислорода продувкой инертным газом (азотом), что усложняет установку и приводит к увеличению затрат. Эти и другие существенные недостатки препятствуют широкому использованию известной установки для промысловой очистки нефтей с высоким содержанием сероводорода.
Указанные недостатки в значительной мере устраняются описываемой ниже предлагаемой установкой очистки нефти (варианты).
Предлагаемая установка (вариант 1) включает подводящий трубопровод сернистой нефти, сырьевую емкость, узел приготовления и хранения раствора катализатора окисления и блок окислительной очистки нефти, содержащий насос(ы)-дозатор(ы) для подачи раствора катализатора в поток очищаемой нефти, центробежный насос нефти, всасывающий трубопровод которого соединен с напорным трубопроводом насоса(ов)-дозатора(ов) и сырьевой емкостью, подводящий трубопровод сжатого воздуха, устройство для смешения воздуха с очищаемой нефтью, установленное на трубопроводе сернистой нефти после центробежного насоса, реактор окисления, емкость для сбора реакционной смеси, нижняя(кубовая) часть которой соединена трубопроводом через регулятор расхода и подводящий трубопровод с сырьевой емкостью для возврата части реакционной смеси на смешение с сернистой нефтью, и нефтегазовый сепаратор низкого давления для разделения реакционной смеси, вход которого соединен трубопроводом с емкостью для сбора реакционной смеси, которая, в отличие от известной установки (прототипа), снабжена по меньшей мере двумя буферными емкостями для отделения воды от очищенной нефти, параллельно соединенными трубопроводом через запорную арматуру с нижней (кубовой) частью нефтегазового сепаратора реакционной смеси низкого давления с возможностью последовательного приема разгазированной очищенной нефти из куба этого сепаратора (и последующей последовательной откачки товарной нефти потребителю), причем нижняя (кубовая) часть их соединена трубопроводом с системой сбора и утилизации сточных (пластовых) вод и/или с емкостью-сборником водонефтяных эмульсий; при этом сырьевая емкость выполнена в виде нефтегазового сепаратора низкого давления с возможностью сепарации снижением давления смеси исходной сернистой нефти с рециркулируемой реакционной смесью от содержащегося газа, а емкость для сбора реакционной смеси - в виде нефтегазового сепаратора высокого давления с возможностью частичной сепарации снижением давления реакционной смеси от отработанного воздуха, причем верх их сообщен с факельной системой. Кроме того, установка снабжена трубопроводом(ами) подачи пресной промывочной воды и/или деэмульгатора, соединенным(ыми) со входным трубопроводом нефтегазового сепаратора реакционной смеси низкого давления, и статическим смесителем, установленным на входном трубопроводе этого сепаратора после точки ввода пресной воды или деэмульгатора, причем трубопровод подачи пресной воды или деэмульгатора может быть снабжен обратным клапаном и форсункой(ами) или перфорированной трубкой с заглушенным концом, установленной(ыми) в трубопроводе реакционной смеси перед статическим смесителем. При этом сырьевая емкость-сепаратор низкого давления оснащена барботером газа, например выполненным в виде перфорированной трубки(ок) и установленным в ее нижней(кубовой) части, и соединенным трубопроводом через регулятор давления с верхней частью емкости-сепаратора реакционной смеси высокого давления с возможностью подачи сепарированного отработанного воздуха на отдувку сероводорода из исходной сернистой нефти. При этом верх сырьевой емкости-сепаратора низкого давления сообщен с системой сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов. Кроме того, установка может быть снабжена подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного (нефтяного или природного) газа, соединенным через регулятор расхода и обратный клапан с барботером газа с возможностью подачи газа на отдувку сероводорода из сернистой нефти. Для исключения попадания нефти трубопровод подачи сжатого воздуха снабжен обратным клапаном. Для обеспечения стабильности подачи раствора катализатора напорный трубопровод насоса(ов)-дозатора(ов) может быть снабжен гасителем пульсаций давления, жидкостным фильтром(ами), обратным клапаном и форсункой(ами) или перфорированной трубкой с заглушенным концом, установленной(ыми) в трубопроводе нефти перед центробежным насосом. При этом в качестве раствора катализатора окисления преимущественно используют 0,05-0,15%-ный раствор водорастворимой соли или пирофосфатного комплекса меди или кобальта в 20-30%-ном водном растворе аммиака или в 10-20%-ном водном растворе едкого натра, или 0,04-0,1%-ный раствор фталоцианинового комплекса кобальта в 20-30%-ном водном растворе аммиака(аммиачной воде), взятый из расчета 0,5-1,5 л/куб.м нефти.
Сущность заявляемого изобретения заключается в том, что установка дополнительно содержит по меньшей мере две буферные емкости, параллельно соединенные через запорную арматуру с нефтегазовым сепаратором реакционной смеси, и снабжена трубопроводом(ами) подачи пресной воды и/или деэмульгатора, соединенным(ыми) со входным трубопроводом сепаратора, что позволяет при эксплуатации установки вводить в поток частично сепарированной нефти пресную воду и деэмульгатор для отмывки от водорастворимых продуктов окисления сероводорода(сульфитных солей),а затем осуществлять выдержку полностью сепарированной и очищенной нефти в буферной емкости в статическом режиме (в режиме отстоя воды). При такой выдержке очищенной нефти создаются благоприятные условия для отстоя эмульсионной воды, так как устраняются возмущения, мешающие процессу гравитационного отстоя. При выдержке нефти в первой буферной емкости очищенная от сероводорода и промытая пресной водой нефть из нефтегазового сепаратора принимается во вторую буферную емкость. После выдержки в статическом режиме и отстоя воды очищенная, обезвоженная и обессоленная товарная нефть из первой емкости откачивается на сдачу в магистральный нефтепровод(потребителю). При повторном заполнении первой буферной емкости вторую заполненную буферную емкость также ставят на выдержку, т.е. в режим отстоя воды. При реализации такого режима последовательного функционирования буферных емкостей достигается практически полное отделение от очищенной нефти воды, содержащей водорастворимые продукты окисления сероводорода, в результате чего исключается негативное влияние их на результат определения хлористых солей в товарной нефти по стандартной методике ГОСТ 21534, и обеспечивается получение очищенной товарной нефти в соответствии требованиями ГОСТ Р 51858. В преимущественном варианте реализации установка очистки нефти включает три параллельно соединенные буферные емкости (резервуара), каждая из которых последовательно функционирует в одном из режимов «заполнение - отстой воды- выведение (откачка) очищенной товарной нефти». Выполнение сырьевой емкости в виде нефтегазового сепаратора позволяет осуществлять сепарацию исходной сернистой нефти с рециркулируемой реакционной смесью снижением давления до близкого к атмосферному (0,105-0,12 МПа), в результате чего достигается частичное десорбционное удаление из исходной сернистой нефти содержащегося сероводорода за счет отдувки его с отработанным воздухом, выделяющимся из рециркулируемой реакционной смеси при снижении давления. Выполнение емкости для сбора реакционной смеси в виде нефтегазового сепаратора и оснащение сырьевой емкости-сепаратора барботером газа позволяют осуществлять частичную сепарацию реакционной смеси снижением давления (до 0,2-0,5 МПа) и подать выделяющийся отработанный воздух (азот) через регулятор давления и барботер газа в сырьевую емкость-сепаратор на отдувку сероводорода из исходной нефти, что обеспечивает повышение степени десорбционного удаления сероводорода. Снабжение установки подводящим трубопроводом углеводородного (попутного или природного) газа позволяет подать в сырьевую емкость-сепаратор через регулятор расхода и барботер дополнительное (оптимальное) количество газа, что обеспечивает десорбционное удаление из исходной сернистой нефти основного количества (более 50%) содержащегося сероводорода. Предварительное десорбционное удаление сероводорода из исходной нефти в сырьевой емкости-сепараторе позволяет несколько снизить содержание общей серы в очищенной товарной нефти, уменьшить загрязнение ее нежелательными продуктами окисления сероводорода (в том числе коррозионной элементной серой) и, главное, значительно уменьшить расход воздуха на последующую окислительную доочистку нефти, следовательно снизить необходимое давление проведения процесса окисления и, тем самым, исключить необходимость использования многоступенчатых воздушных компрессоров и высоконапорных нефтяных насосов, толстостенных аппаратов и трубопроводов. Предварительное десорбционное удаление части сероводорода в сырьевой емкости-сепараторе низкого давления позволяет также снизить расход раствора катализатора окисления и, следовательно, уменьшить затраты на очистку нефти. Наличие гасителя пульсаций давления и форсунки (или перфорированной трубки) обеспечивают равномерность подачи раствора катализатора в поток очищаемой нефти и, следовательно, повышение степени окисления сероводорода и легких меркаптанов в реакторе. Использование в качестве катализатора окисления соли или пирофосфатного комплекса меди или кобальта позволяет исключить необходимость предварительной очистки воды и раствора щелочи от растворенного кислорода продувкой азотом и, следовательно, упростить узел приготовления раствора катализатора.
3
Таким образом, при реализации предлагаемой установки обеспечивается получение очищенной товарной нефти более высокого качества (по нормируемым показателям: концентрация хлористых солей -не более 100 мг/дм; массовая доля воды - не более 0,5%; массовая доля сероводорода - не более 20 ppm и массовая доля метил-, этилмеркаптанов в сумме - не более 40 ppm в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858), и исключается негативное влияние продуктов окисления сероводорода на ход и результат определения хлористых солей в товарной нефти по стандартной методике ГОСТ 21534, а также достигается снижение энергетических и материальных затрат при эксплуатации установки.
На фиг.1 представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти. В преимущественном варианте установка содержит подводящие трубопровод сернистой нефти 1 и углеводородного газа 3, сырьевую емкость-сепаратор низкого давления 2, оснащенную барботером газа 4, узел приготовления и хранения водно-щелочного или водно-аммиачного раствора катализатора окисления, включающий емкость(и) приема и хранения рабочего раствора катализатора 5, насосы-дозаторы 6 (рабочий и резервный), напорный трубопровод 7 которых снабжен гасителем пульсаций давления 8, жидкостным фильтром 9, обратным клапаном 10 и перфорированной трубкой с заглушенным концом 11, установленной в трубопроводе нефти, центробежные нефтяные насосы 12 (рабочий и резервный), подводящий трубопровод сжатого воздуха 13 (воздушный компрессор с ресивером не показаны), устройство для смешения воздуха с нефтью 14, реактор окисления 15, емкость-сепаратор реакционной смеси высокого давления 16, кубовая часть которой трубопроводом 18 через подводящий трубопровод 1 соединена с сырьевой емкостью-сепаратором, а верх - трубопроводом 17 со входом барботера газа, нефтегазовый сепаратор низкого давления 22, вход которого соединен трубопроводом 19 с емкостью-сепаратором реакционной смеси высокого давления, а верх - трубопроводом 23 отвода сепарированного отработанного воздуха на факел, трубопровод(ы) подачи пресной воды и деэмульгатора 20, снабженный(ые) обратным клапаном 10 и перфорированной трубкой 11, установленной на входном трубопроводе нефтегазового сепаратора, статический смеситель 21, установленный на входном трубопроводе нефтегазового сепаратора после точки ввода пресной воды, и буферные емкости 25 и 26, входы которых через запорную арматуру параллельно соединены трубопроводом 24 с нижней частью нефтегазового сепаратора, а также запорно-регулирующую арматуру и средства КИПиА (не указаны).
3
3
3
Установка очистки нефти в преимущественном варианте работает следующим образом. Подготовленную сернистую нефть, содержащую более 400 ppm сероводорода и легких меркаптанов, по трубопроводу 1 подают в сырьевую емкость-сепаратор 2, снабженную барботером газа 4, соединенным с подводящим трубопроводом углеводородного газа 3. В емкости-сепараторе 2 за счет снижения давления до 0,105-0,11 МПа происходит сепарация исходной сернистой нефти с отделением сероводородсодержащего газа. Для повышения степени удаления содержащегося сероводорода по трубопроводу 3 через регулятор расхода (не показан) и барботер 4 подают малосернистый или сероочищенный нефтяной или природный газ, предпочтительно взятый из расчета 2-6 нм/м поступающей сернистой нефти. Сероводородсодержащий отдувочный газ с верха емкости-сепаратора 2 через регулятор давления и газосепаратор (не показаны) направляют в существующую систему сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов (или в факельную систему). Частично очищенную от сероводорода нефть из куба емкости-сепаратора 2 насосом 12 подают в реактор 15. При этом в поток нефти насосом-дозатором 6 по трубопроводу 7, снабженному гасителем пульсаций давления 8, жидкостным фильтром 9 и обратным клапаном 10, непрерывно вводят(дозируют) через перфорированную трубку 11 расчетное количество раствора катализатора окисления. Потребное количество катализатора рассчитывают с учетом того, что значительная часть сероводорода (более 50%) удаляется из нефти в емкости-сепараторе 2. Учитывая высокую стабильность, доступность и сравнительно низкую стоимость, в качестве катализатора окисления преимущественно используют 0,05-0,15%-ный раствор сульфата или пирофосфатного комплекса меди в ~25%-ном водном растворе аммиака (в аммиачной воде) или в ~20%-ном водном растворе едкого натра (RU 2167187), взятый из расчета 0,5-1,5 л/м нефти. Эффективное смешение раствора катализатора с очищаемой нефтью происходит в центробежном насосе 12, т.е. он используется одновременно как напорный насос и как смеситель. В поток нефти с эмульгированным в ней раствором катализатора после насоса 12 по трубопроводу 13 через регулятор расхода и смеситель 14 подают расчетное количество сжатого воздуха. Потребное количество воздуха для окисления также рассчитывают с учетом того, что значительная часть сероводорода удаляется из нефти в емкости-сепараторе 2. В реакторе 15 колонного типа, например снабженном ситчатыми провальными тарелками, при температуре 30-60°С и под давлением, обеспечивающем практически полное растворение введенного воздуха в нефти (0,6-1,5 МПа), происходит каталитическое окисление сероводорода и легких меркаптанов растворенным кислородом воздуха. Реакционная смесь с верха реактора 15 через регулятор давления поступает в емкость-сепаратор 16, где за счет снижения давления до 0,2-0,5 МПа происходит сепарация реакционной смеси от отработанного воздуха. Отделенный отработанный воздух (азот с легкими углеводородами С1-С4) по трубопроводу 17 через регулятор давления и расходомер подают под своим давлением через барботер газа 4 в сырьевую емкость-сепаратор 2 на отдувку сероводорода из очищаемой нефти (в период пусконаладки установки по трубопроводу 23 направляется в факельную систему на сжигание примесей сернистых соединений и легких углеводородов). Подача отделенного отработанного воздуха в сырьевую емкость-сепаратор 2 позволяет значительно сократить расход углеводородного газа на отдувку сероводорода из исходной нефти. Частично сепарированную реакционную смесь в количестве до 20-30% из куба сепаратора 16 по трубопроводу 18 под своим давлением через регулятор расхода возвращают в сырьевую емкость-сепаратор 2, где за счет снижения давления до близкого к атмосферному (0,105-0,11 МПа) происходит ее сепарация совместно с исходной нефтью, что позволяет снизить расход катализатора окисления и углеводородного газа на отдувку сероводорода из сернистой нефти. Основная часть частично сепарированной реакционной смеси по трубопроводу 19 под своим давлением поступает в нефтегазовый сепаратор низкого давления 22, где за счет снижения давления до 0,105-0,12 МПа происходит отделение отработанного воздуха, который по трубопроводу 23 направляется в факельную систему на сжигание. При этом в поток частично сепарированной реакционной смеси по трубопроводу 20 вводят через перфорированную трубку 11 пресную воду из расчета 30-100 л/куб.м, а при очистке тяжелых карбоновых нефтей - подогретую до 50-60°С пресную воду и водорастворимый деэмульгатор, взятый из расчета 30-80 г/куб.м нефти. В статическом смесителе 21, в качестве которого преимущественно используют смесительный клапан, происходит смешение и отмывка реакционной смеси от водорастворимых продуктов окисления сероводорода (сульфитных солей). Водонефтяная эмульсия из куба сепаратора 22 по трубопроводу 24 поступает в первую буферную емкость (резервуар) 25, а после ее заполнения - во вторую емкость 26. В период заполнения второй емкости первую емкость 25 ставят на выдержку в статическом режиме в течение не менее 3-х часов, т.е. в режим отстоя воды, в результате чего достигается эффективное отделение от очищенной нефти воды, содержащей водорастворимые продукты окисления сероводорода, и, тем самым, исключается их негативное влияние на результат определения хлористых солей в очищенной товарной нефти. После выдержки очищенная от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов и обезвоженная до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из емкости 25 поступает на сдачу в магистральный нефтепровод (потребителю), а отделенную водную фазу из куба буферной емкости периодически (по мере накопления) направляют в систему сбора и утилизации сточных (пластовых) вод или в дренажную емкость-сборник водонефтяных эмульсий (некондиционной нефти). После заполнения вторую буферную емкость 26 также ставят на выдержку, а водонефтяную эмульсию из куба сепаратора 22 принимают в опорожненную емкость 25 либо в третью буферную емкость (на схеме не показана).
Названный технический результат - повышение качества товарной нефти, получаемой на установке, исключение негативного влияния продуктов окисления сероводорода на результат определения хлористых солей в товарной нефти и снижение затрат - достигается также при реализации и эксплуатации предлагаемого описываемого ниже варианта установки очистки нефти.
Предлагаемая установка (вариант 2) включает подводящий трубопровод сернистой нефти, сырьевую емкость, узел приготовления и хранения раствора катализатора окисления и блок окислительной очистки нефти, содержащий насос(ы)-дозатор(ы) раствора катализатора, центробежный насос нефти, всасывающий трубопровод которого соединен с напорным трубопроводом насоса(ов)-дозатора(ов) и сырьевой емкостью, подводящий трубопровод сжатого воздуха, устройство для смешения воздуха с очищаемой нефтью, установленное на трубопроводе сернистой нефти после центробежного нефтяного насоса, реактор окисления, емкость для сбора реакционной смеси, кубовая часть которой соединена трубопроводом через регулятор расхода и подводящий трубопровод с сырьевой емкостью для возврата части реакционной смеси на смешение с сернистой нефтью, и нефтегазовый сепаратор низкого давления для разделения реакционной смеси, вход которого соединен трубопроводом с емкостью для сбора реакционной смеси, которая, в отличие от известной установки (прототипа), снабжена, по меньшей мере, одним электродегидратором для отделения воды от очищенной нефти, установленным после нефтегазового сепаратора низкого давления, и дополнительно содержит центробежный(ые) насос(ы), всасывающий трубопровод которого(ых) соединен с нижней (кубовой) частью нефтегазового сепаратора реакционной смеси низкого давления, а напорный - со входом электродегидратора, трубопровод(ы) подачи пресной промывочной воды и/или деэмульгатора, соединенный(ые) со всасывающим или напорным трубопроводом центробежного насоса, и статический смеситель, установленный на напорном трубопроводе цетробежного насоса перед электродегидратором, причем нижняя часть электродегидратора соединена трубопроводом с системой сбора и утилизации сточных (пластовых) вод; при этом сырьевая емкость выполнена в виде нефтегазового сепаратора низкого давления с возможностью сепарации снижением давления смеси исходной сернистой нефти с рециркулируемой реакционной смесью от содержащегося газа, а емкость для сбора реакционной смеси - в виде нефтегазового сепаратора высокого давления с возможностью частичной сепарации отработанного воздуха снижением давления реакционной смеси, причем верх их сообщен с факельной системой. При этом сырьевая емкость-сепаратор низкого давления оснащена барботером газа, установленным в ее нижней (кубовой) части и соединенным трубопроводом через регулятор давления с верхней частью емкости-сепаратора реакционной смеси высокого давления с возможностью подачи сепарированного отработанного воздуха на отдувку сероводорода из исходной сернистой нефти. Кроме того, установка может быть снабжена подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного (нефтяного или природного) газа, соединенным через регулятор расхода и обратный клапан с барботером газа с возможностью подачи газа на отдувку сероводорода из сернистой нефти. При этом верх сырьевой емкости-сепаратора низкого давления сообщен с системой сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов. Для исключения попадания нефти трубопровод подачи сжатого воздуха снабжен обратным клапаном. Трубопроводы подачи пресной воды и деэмульгатора могут быть снабжены обратным клапаном и форсункой(ами) или перфорированной трубкой с заглушенным концом, установленной(ыми) в напорном трубопроводе центробежного насоса перед электродегидратором или перед статическим смесителем. Для обеспечения стабильности подачи раствора катализатора напорный трубопровод насоса(ов)-дозатора(ов) может быть снабжен гасителем пульсаций давления, жидкостным фильтром(ами), обратным клапаном и форсункой(ами) или перфорированной трубкой с заглушенным концом, установленной(ыми) в трубопроводе нефти перед центробежным насосом. В качестве раствора катализатора окисления преимущественно используют 0,05-0,15%-ный раствор водорастворимой соли или пирофосфатного комплекса меди или кобальта в 20-30%-ном водном растворе аммиака или в 10 - 20%-ном водном растворе едкого натра, или 0,04-0,1%-ный раствор фталоцианинового комплекса кобальта в 20-30%-ном водном растворе аммиака.
По сущности второй вариант предлагаемой установки отличается от первого ее варианта только тем, что процесс отделения эмульсионной воды, содержащей водорастворимые продукты окисления сероводорода, от очищенной и сепарированной нефти осуществляется в электродегидраторе. Наличие электродегидратора позволяет повысить эффективность деэмульсации стойких водонефтяных эмульсий, образующихся при окислительной очистке тяжелых и битуминозных высокосернистых нефтей с применением водно-щелочных растворов катализатора окисления, и тем самым, обеспечивается получение очищенной товарной нефти в соответствии нормами ГОСТ Р 51858 по показателям концентрация хлористых солей и массовая доля воды.
На фиг.2 представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти (вариант 2). Установка содержит подводящий трубопровод сернистой нефти 1 и углеводородного газа 3, сырьевую емкость-сепаратор 2, оснащенную барбатером газа 4, узел приготовления и хранения водно-щелочного или водно-аммиачного раствора катализатора окисления, включающий емкость(и) приема и хранения рабочего раствора катализатора 5, насосы-дозаторы 6 (рабочий и резервный), напорный трубопровод 7 которых снабжен гасителем пульсаций давления 8, жидкостным фильтром 9, обратным клапаном 10 и перфорированной трубкой с заглушенным концом 11, установленной в трубопроводе нефти, центробежные нефтяные насосы 12 (рабочий и резервный), подводящий трубопровод сжатого воздуха 13, устройство для смешения воздуха с нефтью 14, реактор окисления 15, емкость-сепаратор реакционной смеси высокого давления 16, кубовая часть которой трубопроводом 18 соединена с сырьевой емкостью, а верх трубопроводом 17 соединен со входом барботера газа, нефтегазовый сепаратор низкого давления 22, верх которого соединен трубопроводом 23 отвода отработанного воздуха на факел, центробежные насосы 27 (рабочий и резервный), всасывающий трубопровод 24 которых соединен с трубопроводом подачи деэмульгатора 20 и нижней (кубовой) частью нефтегазового сепаратора, а напорный трубопровод 28 соединен с трубопроводом подачи пресной промывочной воды 29, статический смеситель 21, установленный на напорном трубопроводе центробежного насоса, и электродегидратор 30, вход которого через смеситель соединен с напорным трубопроводом центробежного насоса, а нижняя (кубовая) часть соединена трубопроводом 31 отвода отделенной воды в систему сбора и утилизации сточных (пластовых) вод, а также запорно-регулирующую арматуру и средства КИПиА (не показаны).
Установка очистки нефти от сероводорода работает аналогично вышеописанному (варианту 1) и в тех же режимах за исключением следующих отличий. Согласно второму варианту предлагаемой установки, очищенную от сероводорода и сепарированную от отработанного воздуха нефть из куба нефтегазового сепаратора низкого давления 22 центробежным насосом 27 по напорному трубопроводу 28 подают в электродегидратор 30. При этом для повышения эффективности процесса деэмульсации в поток нефти перед центробежным насосом 27 по трубопроводу 20 вводят деэмульгатор из расчета 30-80 г/куб.м нефти, а после центробежного насоса по трубопроводу 29 через перфорированную трубку 11 вводят пресную воду из расчета 30-80 л/куб.м нефти. Эффективное смешение деэмульгатора с нефтью происходит в центробежном насосе 27, а пресной воды - в статическом смесителе 21, например представляющем собой смесительный (эмульсионный) клапан. В электродегидраторе 30 под электрическим воздействием происходит эффективная деэмульсация и практически полное отделение от очищенной нефти воды, содержащей водорастворимые продукты окисления сероводорода и, тем самым, исключается их негативное влияние на результат определения хлористых солей в товарной нефти по стандартной методике ГОСТ 21534. Отделенную водную фазу из нижней части электродегидратора по трубопроводу 31 направляют в систему сбора и утилизации сточных (пластовых) вод. Очищенная от сероводорода и легких меркаптанов и обезвоженная, обессоленная до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из электродегидратора под своим давлением поступает на сдачу в магистральный нефтепровод (потребителю).
Последний вариант установки очистки нефти может быть использован для окислительной очистки тяжелых и битуминозных высокосернистых нефтей, склонных к образованию стойких водонефтяных эмульсий.
Таким образом, как видно из вышеизложенного, предлагаемая установка (варианты) по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:
- обеспечивается снижение содержания воды и хлористых солей в очищенной товарной нефти до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858);
- исключается негативное влияние водорастворимых продуктов каталитического окисления сероводорода на результат определения хлористых солей в очищенной товарной нефти по стандартной методике (ГОСТ 21534);
- обеспечивается некоторое снижение содержания общей серы в очищенной товарной нефти (на 0,02-0,1% мас. в зависимости от содержания сероводорода в очищаемой нефти);
- обеспечивается существенное снижение (в 2 и более раза) расхода сжатого воздуха на окислительную очистку нефти и, следовательно, давления проведения процесса окисления, что позволяет отказаться от использования на установке многоступенчатых воздущных компрессоров, высоконапорных нефтяных насосов и толстостенных аппаратов и трубопроводов;
- обеспечивается снижение расхода щелочного агента (едкого натра или аммиака) и катализатора окисления на окислительную очистку нефти, что позволяет снизить затраты на очистку нефти и уменьшить габариты аппаратов узла приготовления, хранения и дозировки раствора катализатора;
- уменьшается загрязнение очищенной товарной нефти коррозионной элементной серой и возможность сероотложений в технологическом оборудовании, средствах КИПиА;
- обеспечивается равномерная и бесперебойная подача (дозировка) применяемого раствора катализатора окисления в поток очищаемой нефти и, следовательно, достигается более эффективная очистка нефти от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов (до норм ГОСТ Р 51858 для нефти вида 1).
Кроме того, предлагаемая установка (вариант 2) позволяет подвергать окислительной очистке тяжелые и битуминозные высокосернистые нефти, склонные к образованию стойких водонефтяных эмульсий в присутствии водно-щелочных растворов катализатора окисления.