Очистка с помощью других алканоламинов

Как уже сообщалось, подобные процессы не нашли широкого промышленного применения, поэ­тому мы лишь упомянем один из них - относительно наиболее известный, так называемый Аляп -процесс, основанный на использовании ДИПА. Он обладает высокой поглощающей способностью к H₂S и несколько меньшей по отношению к СО₂ и R-SН, но зато с его помощью можно очищать от се­роводорода даже жидкие углеводороды.

Принципиально новыми амиловыми раствори­телями являются стерически затруднённые амины, разработанные американской фирмой Еххоn Сo» в 1989 г. По сравнению с установкой МДЭА они поз­воляют снизить расход растворителя на 60 %, пара на 50 %, капиталовложений на 25 %, эксплуатационных расходов на 40 % при сохранении устойчивоcти к пенообразованию и малой коррозионной активности; причем, с помощью добавок можно извлека­ть как оба компонента – Н₂S и СО₂, так и только любой из них.

3. Очистка с помощью Fе(ОН)з

Данный процесс разработан Ногайским НГДУ Дагестана совместно с СевКавНИИГаза и МИНХи ГП (рис.62) на пропускную способность 100 и 300 тыс.м³ газа в сутки (н.у.).

Исходный реагент Fе(ОН)з образуется в ёмкоcти 1 при поступлении в неё водных растворов FеС1з (поток I) и Na₂CO₃ (поток II) при перемешивании насосом 2 по уравнению:

2FеС1з+3Na₂CO₃+ЗН₂O = 2Fе(ОН)з+6NаС1+ЗС0₂

Подготовленный абсорбент в виде суспензии насосом 3 откачивается в ёмкость 4, откуда и забирается насосом 5 по мере надобности и после смешения с исходным газом (поток III) - прямо в трубопроводе, прокачивается через два насадочных абсорбера 6 и 7, где и происходит поглощение сероводорода согласно реакции:

2Fе(ОН)з+ЗН₂S = Fe₂S₃+6Н₂O

Остальные кислые компоненты практически не зат­рагиваются, т.ё процесс обладает высокой селективностью (избирательностью) по отношению к H₂S. Поглощение происходит при давлениях от 6 до 17 атм. Очищенный газ отделяется от раствора в сепа­раторе 8 (поток IV), а окончательное разгазирование жидкости осуществляется в сепараторе 9 при атмосферном давлении со сбросом остаточного газа (поток V) на факел. Отработанный реагент возвращается в исходную ёмкость 4. Для осуществления регенерации часть реагента из ёмкости 4 забирается насосом 10 и прокачивается через эжектор 11, заса­сывающим атмосферный воздух (поток VI). Регене­рация протекает согласно уравнения:

2Fe₂S₃ + 30₂ + 6Н₂O = 4Fе(ОН)з + 6S

Отработанный раствор непрерывно выводится потоком VII на извлечение порошка серы.

К достоинствам процесса безусловно следует отнести его предельную простоту, дешевизну реаге­нтов и крайне низкие эксплуатационные затраты, обусловленные отсутствием какого-то бы ни было нагревателя. К недостаткам можно отнести смеше­ние регенерированного и отработанного раствора в одной ёмкости, забивание насадки в абсорберах б и 7 порошком серы и гидрата окиси железа, нежелательную в данном случае селективность процесса и высокий унос Fе(ОН)з с потоком VII с установки.

Один из этих недостатков удалось преодолеть КраснодарНИПИНефти, предложившему использо­вать вместо насадочных абсорберов, абсорберы с многослойчатой решетчатой тарелкой, неспособной забиться серой и гидратом окиси железа.

Рис.62. Технологическая схема очистки газа с помощью Fе(ОН)з

4. Очистка с помощью К₂CrO₄

Институтом СевКавНИИГазом совместно с объединением Пермьгаз разработан и внедрён селективный способ очистки газа от H₂S с использовани­ем в качестве абсорбента водного раствора хромата калия. Газ очищается в колонне -абсорбере при 7 -- 8,5 атм при 20 - 50°С, заполненном реагентом через слой которого и пробулькивают газ, содержащий до 50 г Н₂S на 100 м³ газа (н.у.).0чищенный газ направляется потребителям, а насыщенный реа­гент подаётся на регенерацию в электролизную ванну, где за счет электрохимического окисления обра­зуется элементарная сера.

№ 6

Системы сбора продукции скважин на нефтяных месторождениях с повышенным содержанием агрессивных компонентов.

Выделение систем сбора продукции скважин на месторождениях с повышенным содержанием сероводорода в отдельную группу напрямую связано с вопросами защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и охраны окружающей среды.

Несмотря на колоссальную коррозионную активность сероводорода (особенно при наличии в продукции свободной воды) действующие нормативные документы, в частности ГОСТ 9965 – 76 не предусматривают каких бы то ни было ограничений по содержанию сероводорода в товарной нефти. В результате, потребителю сдаётся нефть, содержащая до 2000 и даже 3000 мг/л сероводорода при средней международной норме 60 – 70 мг/л. При попадании такой продукции в окружающую среду, утверждённая в России санитарная норма по содержанию сероводорода (20 мг/л) в приземной слое воздуха, многократно перекрывается.

Более того, при существующих на сегодня способах разработки месторождений с применением для целей ППД пресных вод, содержание сероводорода в продукции скважин, как правило, непрерывно увеличивается, что указывает на его биогенную природу. В результате, в старых нефтедобывающих регионах, например, в Волго – Уральской провинции, содержание сероводорода в системе сбора уже достигло 400 – 800 мг/л. Среди новых месторождений, вводящихся в эксплуатацию, доля залежей с повышенным содержанием сероводорода так же непрерывно увеличивается. На сегодняшний день в России находится в разработке порядка 400 месторождений, зараженных сероводородом.

Вторым компонентом, после сероводорода, по величине коррозионной активности является углекислый газ. Причём, их обоюдное присутствие в значительных количествах делает продукцию скважин особо коррозионно опасной.

Анализ всех существующих на сегодня отечественных и подавляющего большинства зарубежных средств механизированной добычи нефти показывает их полную непригодность для работы в условиях высокого содержания сероводорода и углекислого газа, а особенно, при высоких газовых факторах и значительных глубинах.

Таким образом, обустройство подобных месторождений должно опираться на фонтанный или газлифтный способ добычи нефти.

В связи с вышеизложенным, с одной стороны, при создании системы сбора на подобных месторождениях предпочтительна однотрубная лучевая схема (являющаяся разновидностью основного варианта унифицированной схемы), при которой продукция от каждого ГЗУ под собственным давлением поступает на ЦПС по отдельному трубопроводу, не смешиваясь с незараженным агрессивными компонентами сырьём, двигающимся по обычному сборному коллектору. Создавать для сероводородных нефтей сборный коллектор допускается только в виде исключения, да и то, число подключённых к нему ГЗУ не должно превышать трёх.

Разумеется, и подготовка нефтей, содержащих агрессивные компоненты, должна осуществляться на отдельной технологической линии.

С другой стороны, при недостатке давления для самостоятельного транспортирования продукции на ЦПС, предпочтительна двухтрубная лучевая схема, так же являющаяся разновидностью унифицированной схемы, но уже её дополнительного варианта. В этом случае, на первой ступени сепарации, расположенной на месторождении, кроме отделения газа обязательно осуществляют максимально возможный сброс основного балласта пластовой воды. Причём, все операции осуществляют при минимально возможной температуре. Разумеется, вся система сбора, подготовки и утилизации сточных вод должна быть полностью герметичной, причём, протяженность высоконапорных водоводов должна быть сведена к минимуму. Для уменьшения объёма зараженных вод сброс в них промливневых стоков запрещается. А утилизация подготовленной сточной воды разрешается только в соответствующие горизонты.

Кроме технологических особенностей обустройство месторождений с повышенным содержанием агрессивных компонентов немыслимо и без ряда технических мероприятий. К ним прежде всего относят применение ингибиторов коррозии различных типов, обеспечивающих защитный эффект на 80 – 90 %; покрытие антикоррозионными составами внутренних поверхностей трубопроводов и аппаратов и изготовление оборудования из коррозионно стойких марок стали или на неметаллической основе. Например, в России для перекачивания подобной продукции рекомендуются трубы из стали марки 20 юч или котельной стали марки 20.

Особо следует упомянуть о уровне автоматизации подобных объектов, обычно выполняемом в следующем объёме:

1. Автоматическая блокировка скважины по высокому и низкому давлениям в выкидном трубопроводе и затрубном пространстве;

2. Дистанционное управление клапанами – отсекателями со щита станции управления скважиной;

3. Контроль за положением клапанов – отсекателей;

4. Контроль за содержанием сероводорода в воздухе на устье скважины с сигнализацией о повышенной концентрации и передачей сигнала в блок управления замерной установки и диспетчерский пункт про

мысла;

5. Контроль за работой автоматизированной блочной установки по подаче ингибитора коррозии в скважину и выкидные трубопроводы;

6. Сигнализация аварийного отключения скважины на щит управления фонтанной арматурой, на замерную установку и диспетчерский пункт;

7. Сигнализация аварии блока подачи ингибитора коррозии на замерную установку и диспетчерский пункт.

Кроме того, может предусматриваться периодическая проверка стенок труб ультразвуковым толщиномером наряду со 100 % обязательным контролем сварных швов рентгеновской дефектоскопией. На сборном коллекторе автоматическая запорная арматура способна отсекать отдельные ГЗУ без нарушения работы остальной системы или отдельные участки коллектора и даже выкидных линий со сливом продукции либо в специальные герметичные подземные ёмкости, либо в передвижные бойлеры. На наиболее ответственных участках запорная арматура дублируется. Иногда дублируется и сам опасный участок трубопровода, например, при подземном переходе через водную преграду с тройной блокировкой по расходу, давлению и скорости продукции. При надводном переходе предпочтение отдаётся схеме «труба в трубе». Ну и, наконец, для целей ППД следует использовать воду с подавленной биологической активностью для недопущения повышения концентрации биогенного сероводорода в случае закачки пресных вод. Сточная вода, содержащая сероводород, должна закачиваться для целей ППД только в те же пласты, откуда была добыта. Все сбросы с клапанов и продувочных устройств, не говоря уже о аварийных выбросах, должны сжигаться на факелах, запитанных бессернистым газом.

Описанные принципы обустройства месторождений продемонстрированы на схеме, изображенной на рис.5.

Рис.5. Схема сбора продукции скважин на месторождениях с повышенным содержанием сероводорода

Крупное месторождение «А», на территории которого расположен ЦПС, эксплуатируется фонтанным методом и оборудовано по основному варианту унифицированной технологической схемы, согласно которого, продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает на ГЗУ (3), откуда по отдельным лучевым трубопроводам (4) под собственным давлением движется на ЦПС, где после последовательной трёхступенчатой сепарации в сепараторах 5, 6 и 7 поступает на УКПН (8).

На каждой ГЗУ в продукцию непрерывно дозируется ингибитор коррозии – поток III. Подготовленная нефть накапливается в товарных резервуарах (9), откуда по мере надобности откачивается через автоматический анализатор качества (10) в сырьевые резервуары (13) ГСМН (14), а оттуда потоком I направляется потребителю. Задвижки (11 и 12) служат для возврата товарной нефти на УКПН в случае её несоответствия требованиям нормативных документов.

Газ первой ступени сепарации поступает непосредственно на УКПГ, совмещённую с ГСМГ (20), а затем потоком II потребителю. Газы сепарации второй и третьей ступени после поджатия в тех или иных устройствах (21 и 22) так же подаются на УКПГ.

Сточная вода с УКПН после подготовки на УКПВ (15) подаётся по водоводам низкого давления из неметаллических материалов (17) на КНС (16), расположенную непосредственно на месторождении «А», а оттуда по водоводам высокого давления (18), также выполненным из неметаллических материалов, в нагнетательные скважины (19).

Месторождение «Б» также разрабатываемое фонтанным способом, свою продукцию поставляет на ЦПС по отдельному протяженному трубопроводу, выполненному из специальных марок стали, т.е.месторождение «А» по отношению к месторождению «Б» обустроено по лучевому принципу, хотя на самом месторождении «Б» в следствии незначительности его размеров и отдалённости от ЦПС, продукция от трёх ГЗУ собирается в сборный

коллектор. На данном месторождении ингибитор коррозии дозируется специальным дозирующим устройством на

устье каждой скважины (поток III).

Месторождение «В», разрабатываемое газлифтным способом, свою продукцию поставляет на ЦПС по двум отдельным трубопроводам, т.е. принцип лучевидности сохраняется и в данном случае. Само месторождение обустроено по дополнительному варианту унифицированной схемы, согласно которого первая ступень сепарации осуществляется непосредственно на месторождении в сепараторе (5). Отделённый газ дожимается на КС (24) и направляется частично на УКПГ (21), а частично на газораспределительную станцию - ГРС(25) на которой распределяется (и поджимается в случае необходимости) между скважинами для организации газлифта.

Жидкая фаза с помощью ДНС (23) откачивается на ЦПС на вторую ступень сепарации. Подача ингибитора коррозии осуществляется в затрубное пространство каждой скважины с помощью групповой дозирующей установки ГДУ – ГДУ (26), соединённой с ингибиторной ёмкостью (27). При достаточно большом обводнении продукции в сепараторе (5) будет осуществляться предварительный сброс пластовых вод, которые без всякой подготовки после подачи в них ингибитора коррозии будут подаваться на сооруженную к этому времени КНС.