Установка для стабилизации, отбензинивания и обезвоживания нефти
INSTALLATION FOR STABILIZATION, TOPPING AND DEHYDRATION OF OIL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может применяться  в нефтеперерабатывающей промышленности в составе установок первичной переработки нефти.
Поступающая из добывающих  скважин сырая нефть содержит механические примеси, растворенные углеводородные газы, бензиновую фракцию, воду, которые требуется удалить для качественной подготовки нефти к последующей транспортировке и переработке.
Известны установки для обезвоживания нефти на разрабатываемых нефтяных месторождениях. В основном это термохимические установки (ТХУ) и электрообезвоживающие установки (ЭЛОУ) (И.Р. Юшков, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Пермь, 2013г., с.153-155).
В ТХУ перед подачей в технологическую печь в сырую нефть закачивают реагент-деэмульгатор и подогревают в рекуперативном теплообменнике горячей обезвоженной нефтью, далее сырая нефть с деэмульгатором нагревается в технологической печи до конечной температуры 70°С, после которой она поступает в отстойник, где расслаивается на нефть, воду и углеводородный газ. С отстойника нефть, отдав часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и охладившись, направляется в резервуар-накопитель.
Более эффективным считается способ обезвоживания на ЭЛОУ, но при этом для стабилизации и удаления основного количества выделенной воды вводится ступень теплохимического обезвоживания (аналог ТХУ). Из отстойника нефть с содержанием остаточной воды 1-2% направляется в ЭЛОУ. При этом перед ЭЛОУ в поток нефти вводят пресною воду и реагент-деэмульгатор, и общий процент воды в нефти поднимается до 8-15%. Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в ЭЛОУ нефть становится обезвоженной и обессоленной. После ЭЛОУ нефть охлаждается в рекуперативном теплообменнике и накапливается в резервуаре-накопителе.
Общий недостаток данных установок:
- низкая температура нагрева сырой нефти, что не позволяет полностью удалить воду из сырой нефти;
- применение повышенного расхода реагента-деэмульгатора из-за отсутствия перед вводом реагента в сырую нефть удаления основного количества воды, находящейся в нефти;
- при нагреве сырой нефти и последующем ее охлаждении происходит не полное удаление бензиновых фракций, что потребует дальнейших затрат энергии на её удаление при первичной переработке нефти.
Известна установка для перегонки нефти  (RU 2484122, МПК C10G 7/02, опубл. 10.06.2013 г.), содержащая рекуперативный теплообменник, соединенный со входом ректификационной колонны, низ которой соединен с печью для нагрева отбензиненной нефти и последующей подачи ее в атмосферную колонну, причем верх каждой колонны соединен через блок конденсации с соответствующим сепаратором, из которого часть бензинового конденсата возвращается на орошение соответствующей колонны, а балансовая часть конденсата отводится на дальнейшую переработку. Недостаток данной установки заключается в том, что для нагрева сырья, поступающего в ректификационную колонну, не используется тепло конденсации бензиновой фракции при ее охлаждении, что увеличивает энергозатраты для нагрева сырья. Кроме того, отсутствие отдельной емкости для обезвоженной бензиновой фракции приводит к тому, что в орошаемой жидкости присутствует вода, которая приводит к коррозии верхней части ректификационной колонны и способствует выделению солей на тарелке ввода орошения, что приводит к нарушению тепломассообмена в колонне.
Задачей и техническим результатом изобретения является расширение функциональных возможностей установки для подготовки нефти, сокращение затрат при эксплуатации оборудования за счет объединения в одном технологическом процессе удаления из сырой нефти остаточных углеводородных газов (стабилизации), отбензинивания и обезвоживания нефти.
Задача решается, а технический результат достигается установкой для стабилизации, отбензинивания и обезвоживания нефти, содержащей накопительный резервуар с входным фильтром, выход резервуара соединен через трубное пространство первого рекуперативного теплообменника со входами второго и третьего рекуперативных теплообменников, межтрубное пространство каждого из которых соединено с низом ректификационной колонны, верх которой соединен через межтрубное пространство первого теплообменника с аппаратом воздушного охлаждения, выход которого соединен с трехфазным сепаратором, который одним выходом соединен с буферной емкостью, а другим выходом соединен вместе с выходом буферной емкости с вертикальным сепаратором, буферная емкость другим выходом соединена с верхом ректификационной колонны, а выходы второго и третьего рекуперативных теплообменников соединены с печью, выход которой соединен с нижним входом ректификационной  колонны, а межтрубные пространства второго и третьего рекуперативных теплообменников на выходе соединены с технологическим резервуаром-отстойником посредством трубопровода,  имеющего на входе патрубок для подачи реагента.
Согласно изобретению в установке выход вертикального сепаратора может быть соединен с горелкой печи.
Предложенная установка позволяет:
- снизить потери стабильной нефти при дальнейшей транспортировке, хранении и переработке;
- обеспечивать постоянное давление паров нефти при ее дальнейшей первичной переработке за счет предварительного удаления всей бензиновой фракции и воды;
- максимальное обезвоживание нефти в местах её добычи уменьшает коррозию оборудования, которое используется при её транспортировке, хранении и дальнейшей переработке;
- независимость работы установки от других технологических процессов при переработке нефти позволяет работать с любым составом сырья на входе в установку, что позволяет усреднять фракционный состав нефти на её выходе для стабилизации технологического режима при последующей переработке.
Сущность изобретения поясняется принципиальной схемой установки для стабилизации, отбензинивания и обезвоживания нефти, которая содержит входной фильтр 1, накопительный резервуар 2, первый, второй, третий рекуперативные теплообменники, соответственно 3, 4, 5, печь 6, ректификационную колонну 7, аппарат воздушного охлаждения 8, трехфазный сепаратор 9, буферную емкость 10, технологический резервуар-отстойник 11, вертикальный сепаратор 12. На печи 6 показана горелка 13.
Установка работает следующим образом.
Сырая нефть последовательно проходит через фильтр 1 для первичного разрушения нестойких эмульсий и задержки механических примесей. Разрушение нестойкой эмульсии основано на явлении селективной смачиваемости веществ различными жидкостями.  В данном случае в фильтре 1 установлена стекловата, которая хорошо смачивается водой, но не смачивается нефтью, благодаря чему глобулы воды прилипают к поверхности фильтрующего вещества, коагулируют и стекают в отстойник фильтра для последующего удаления. Механические примеси в фильтре задерживаются на металлической сетке, размещенной перед установленной стекловатой.  Затем сырая нефть направляется в накопительный  резервуар 2, из которого она с определенным расходом подается на первый рекуперативный теплообменник вертикального типа 3, где за счет охлаждения паров бензиновой фракции и воды, поступающих с верха ректификационной колонны 7, нагревается до температуры 40-60°С (в зависимости от первоначальной температуры сырья), далее сырая нефть параллельным потоком поступает в первый и второй рекуперативные теплообменники 4 и 5, где нагревается отбензиненной и в основном обезвоженной горячей нефтью, поступающей с низа ректификационной колонны 7, до температуры 60-80°С.  Нагретая сырая нефть после рекуперативных теплообменников 4 и 5 направляется в печь 6, в которой нагревается до температуры 150-160°С (температура нагрева сырья подбирается по результатам лабораторных исследований) и от неё направляется в ректификационную колонну 7.
В ректификационной колонне 7 происходит три одновременно протекающих процесса - это выделение из сырой нефти углеводородного газа (стабилизация), паров бензиновой фракции (отбензинивание) и воды (обезвоживание), которые отделяются от нефти и поднимаются в верхнюю часть колонны.  Температура верха колонны поддерживается в интервале 105÷130°С в зависимости от показателей качества бензиновой фракции и количества воды в сырье, за счет подачи орошения. В качестве жидкости орошения используется обезвоженная бензиновая фракция с температурой 30÷35°С, поступающая из емкости орошения 10, в которую бензиновая фракция поступает максимально обезвоженной из трехфазного сепаратора 9. Смесь углеводородного газа, паров бензиновой фракции и воды поступает в межтрубное пространство первого рекуперативного теплообменника 3, где отдает основную часть своего тепла сырой нефти,  при этом охлаждаясь до температуры 70÷90°С. Окончательное охлаждение углеводородного газа, бензиновой фракции и воды происходит в аппарате воздушного охлаждения 8, откуда охлажденный углеводородный газ, в жидком виде бензиновая фракция и вода направляются в трехфазный сепаратор 9. Из трехфазного сепаратора 9 бензиновая фракция вместе с водяной эмульсией откачивается в резервуарный парк, а отделенная  вода сбрасывается на очистные сооружения.
Углеводородный газ и несконденсированная малая часть бензиновой фракции из трехфазного сепаратора 9 и буферной емкости 10 направляется в вертикальный сепаратор 12 на последующую утилизацию. Они могут  использоваться  в качестве дополнительного топлива горелки 13 печи 6.
Стабильная и максимально обезвоженная нефть с низа колонны 7 с температурой 150°С направляется параллельным потоком на второй и третий рекуперативные теплообменники 4, 5, где охлаждается до температуры 70÷80°С за счет охлаждения сырой нефтью и затем откачивается в утепленный технологический резервуар-отстойник 11 для гравитационного отстоя нефти от воды.  Цель гравитационного отстоя - окончательное разрушение эмульсии, сформированной водой и нефтью, за счет ввода реагента-деэмульгатора в трубопровод,  расположенный между рекуперативными теплообменниками 4, 5 и технологическим резервуаром 11.  Отстаивание осуществляется при неподвижном состоянии обработанной реагентом стабильной нефти. После заполнения технологического резервуара вода осаждается и скапливается в нижней части резервуара, а обезвоженная, отбензиненная стабильная нефть отбирается потребителю с более высокого уровня. Часть отбензиненной и обезвоженной стабильной нефти может при необходимости использоваться в качестве первоначального пускового технологического топлива на горелке печи 13.
Применение в предложенной установке термохимической обработки сырой нефти в сочетании с предварительной фильтрацией позволяет одновременно в одном технологическом процессе осуществлять удаление остаточных углеводородных газов, отбензинивание за счет ее нагрева до 160°С и обезвоживание путем ввода в отбензиненную и максимально обезвоженную и охлажденную до 70-80°С нефть реагента-деэмульгатора для окончательного выделения воды в технологическом резервуаре-отстойнике.
Таким образом, преимущества предложенной установки для подготовки нефти заключаются в следующем.
1. Объединение трех отдельно существующих технологий подготовки нефти и первичной переработки, а именно: стабилизацию сырой нефти, её обезвоживание и отбензинивание, что существенно экономит стоимость изготовления, монтажных работ и эксплуатации применяемого технологического оборудования.
2. Нагревание сырой нефти (газового конденсата) до высоких температур - 160°С или более позволяет максимально извлекать растворенные углеводородные газы, бензиновую фракцию и воду, находящиеся в сырой нефти.
3. Максимально отбензиненная и обезвоженная стабильная нефть обеспечивает разгрузку по парам атмосферной ректификационной колонны, в случае ее дальнейшей переработки на нефтеперерабатывающих заводах, что приводит к уменьшению и стабилизации давления в ней и соответственно к поднятию качества получаемых продуктов за счет повышения потенциала отбора светлых фракций.
4. Нагревание сырой нефти свыше 100°С производится в печи при давлении до 0,8 МПа, что предотвращает преждевременное испарение воды при нагреве сырой нефти, уменьшает прочность бронирующих оболочек на поверхности водяных капель, а значит, облегчает их слияние и уменьшает время последующего разделения эмульсии в ректификационной колонне.
5. Установка работает независимо от других технологических процессов добычи и переработки нефти за счет использования входного накопительного резервуара накопителя сырой нефти, собственного технологического оборудования и технологического резервуара-отстойника для окончательного удаления воды из стабильной отбензиненной нефти.
6. На установке впервые применено рекуперативное использование тепла паров бензиновой фракции и воды перед их охлаждением.
7. Дополнительно в технологическом резервуаре-отстойнике происходит окончательное разделение и удаление пластовой воды, механических примесей, что позволяет свести к минимуму коррозионные процессы последующего оборудования при дальнейшей переработке углеводородного сырья.
8. Использование предварительной фильтрации перед подачей сырой нефти на установку позволяет предварительно разбить нестойкую эмульсию и снизить прочность бронирующих оболочек, находящихся в сырой нефти, а также задержать механические примеси, которые могут попасть в накопительный резервуар.
9. Ввод реагента-деэмульгатора в стабильную и отбензиненную нефть для окончательного выделения воды из нефти позволяет уменьшить его дозировку, а соответственно экономить дорогие химические реагенты.