Воплощаем
более 100 проектов для ТЭК России
и зарубежных стран!

Комплектация

Модульная установка комплексной подготовки нефти и попутного нефтяного газа (УКПНГ)

Назначение  

Установка УКПНГ предназначена для промысловой подготовки нефтей, содержащих до 6% парафинов, до требований ГОСТ Р 51858-2002, а также подготовки попутного нефтяного газа (ПНГ) для использования, переработки или дальнейшей транспортировки. Установка изготавливается на основании лицензионного соглашения с НП «Интегрированные технологии».

Характеристики

Основные технологические стадии и состав оборудования

Комплексная подготовка нефти и ПНГ предусматривает, кроме традиционной сепарации газоводонефтяной эмульсии, стабилизации и глубокого обессоливания/обезвоживания нефти, ее каталитическую демеркаптанизацию. Подготовка газа увязана в единую технологическую цепочку с процессами подготовки нефти и включает отбензинивание, обессеривание ПНГ прямым окислением сероводорода на твердом катализаторе с абсорбционной доочисткой комплексными соединениями железа и адсорбционную осушку газа.

В состав установки входят:

  • узел сброса воды,   
  • узел нагрева и стабилизации нефти,   
  • узел электробессоливания/обезвоживания нефти,   
  • узел отбензинивания газа, демеркаптанизации и стабилизации конденсата, 
  • узел нагрева газа и прямого окисления сероводорода,   
  • узел абсорбционной доочистки газа,   
  • узел осветления и регенерации абсорбента,   
  • узел адсорбционной осушки газа,   
  • узел нагрева и редуцирования газа,   
  • системы обогрева и охлаждения технологического оборудования,   
  • трубная обвязка с комплектом запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средствами КИПиА.

Компоновка

Установка (кроме сепарационного узла) размещается на шести - восьми технологических и двух - четырех вспомогательных транспортируемых блок-модулях размером 3х3х6 м в зависимости от производительности по газоводонефтяной эмульсии и содержания сероводорода в газе. Поставляется в стационарном варианте. Для небольших объемов нефти возможно мобильное исполнение установки.

Технические данные

Технические характеристики:

Производительность по жидкости, м³/сут  
100 ÷ 10000 ( иное - по заданию)

Производительность по нефти, м³/сут
50 ÷ 5000 ( иное - по заданию)

Производительность по газу, млн. нм³/сут
0,1 ÷ 2,0 (иное – по заданию)

Входное давление (расчетное), МПа, не более
2,0 (больше – по заданию)

Параметры водогазонефтяной смеси на входе в установку:
  • температура, º С 
-10 ÷50 (иное - по заданию)
 
  • давление, МПа, не более 
1,6 (больше по заданию) 
 
  • плотность нефти при 15 º С, кг/ м³, не более 
885

  • вязкость нефти при 20 º С, сСт, не более 
50 ( больше - по заданию) 
 
  • массовая доля парафина, % не более 
 
  • газовый фактор, массовая доля воды, хлористых солей, механических примесей, сероводорода, метил-и этилмеркаптана, ДНП 
Не нормируется 
 
  • химический состав газа 
Не нормируется

  • суточный расход сероводорода 
Не нормируется

Параметры потока нефти на выходе с установки:

По ГОСТ Р. 51858-2002 
 
  • температура, º С 
+80 (иное – по заданию)
 
  • давление, МПа, не более 
0,1÷ 0,2 ( иное - по заданию) 
 
  • массовая доля воды, % 
0,5 
 
  • концентрация хлористых солей, мг/ дм 
100 
 
  • массовая доля механических примесей, % не более 
0,05 
 
  • массовая доля сероводорода, млнˉ¹, не более 
20 

 
  • массовая доля мети- и этилмеркаптана, млнˉ¹, не более 
40 
 
  • давление насыщенных паров, кПа, не более 
66,7

Параметры потока газа на выходе из установки:

  • температура, º С  
+50 (иное - по заданию) 
 
  • давление, МПа 
Начальное (иное по заданию) 
 
  • содержание сероводорода, г/м³, не более 
0,007 (меньше - по заданию) 
 
  • содержание механических примесей, г/м³, не более 
0,001 
 
  • точка росы по воде, º С, не выше 
-60 (иное – по заданию) 
 
  • точка росы по углеводородам, , º С, не выше 
-25 (ниже – по заданию) 
 

Температура окружающей среды , º С 

-60 ÷ + 50

Рис.1 Принципиальная технологическая схема установки комплексной подготовки нефти и попутного нефтяного газа



Из газоводонефтяной эмульсии (А) в сепарационном узле С-1 (показан условно) отделяют воду, добавляют деэмульгатор, газонефтяную смесь дожимают до рабочего давления мультифазным насосом-детандером НД-1, подогревают обратным потоком нефти итеплоносителем в теплообменниках Т-1 и Т-2, стабилизируют и обезвоживают вциклонном дегазаторе ДГ-1 с предварительным газосепаратором и коалесцентным фильтрующим элементом.

Далее нефть смешивают со стабильным конденсатом (узел стабилизации конденсата на схеме не показан) и подвергают глубокому обессоливанию и обезвоживанию в электродегидраторе ЭД-1, охлаждают прямым потоком газонефтяной смеси в Т-1 и выводят с установки (Б). Часть нефти используют в качестве абсорбента для очистки газа от паров серы. При необходимости дополнительно подают пресную воду. Соленую воду с сепарационного узла С-1, электродегидратора ЭД-1 и дегазатора ДГ-1 выводят с установки (В).

Углеводородный газ, отделенный в дегазаторе ДГ-1, контактирует в нижней секции холодильника-конденсатора ХК-1 с раствором каталитического комплекса демеркаптанизации в углеводородном конденсате, при этом легкие меркаптаны, содержащиеся в смеси, окисляются до дисульфидов и концентрируются в конденсате. Далее газ, очищенный от меркаптанов, отбензинивают в верхней секции ХК-1, нагревают в теплообменнике Т-3, смешивают с воздухом и подают в реактор прямого окисления Р-1, где сероводород, содержащийся в газе, в изотермических условиях на неподвижном твердом селективном катализаторе окисляется кислородом воздуха до элементной серы.

Газ, содержащий пары серы и остаточный сероводород, смешивают с частью потока нефти из ЭД-1, смесь разделяют в сепараторе С-2, нефть, содержащую растворенную серу, направляют на прием НД-1, а газ подают в холодильник-конденсатор ХК-2, где приводят в контакт с абсорбентом на основе комплексных соединений железа (III) для очистки от остаточного сероводорода, а также охлаждают.

Охлажденный газ осушают в абсорбере А-1/а, нагревают в теплообменнике Т-4 и после сброса давления до первоначального в насосе-детандере НД-1 сухой осушенный газ выводят с установки (Г). Часть подготовленного газа используют для регенерации адсорбера А-1/б, газ регенерации рециркулируют. Арматура переключения адсорберов, а также узлы приготовления и дозирования реагентов условно не показаны.

Элементную серу из суспензии, образовавшейся в нижней секции ХК-2 при окислении остаточного сероводорода, экстрагируют углеводородной частью конденсата, предварительно смешанного с компонентами каталитического комплекса демеркаптанизации. Полученную смесь разделяют в сепараторе С-3 на раствор каталитического комплекса демеркаптанизации в углеводородном конденсате, который далее направляют в нижнюю секцию ХК-1 и осветленный водный абсорбент. Последний направляют в регенератор Р-2, где за счет контакта абсорбента с воздухом (Д) восстанавливают активность абсорбента путем окисления железа (II) в комплексном соединении до железа (III) кислородом воздуха. Регенерированный раствор направляют в нижнюю секцию ХК-2 для очистки газа от остаточного сероводорода. Отработанный воздух смешивают с подогретым газом на входе в Р-1.

Оптимальные рабочие параметры установки рассчитывают в зависимости от величины газового фактора, температуры, давления и химического состава газоводонефтяной эмульсии, от требований к качеству товарной нефти и сухого осушенного газа, таким образом, чтобы обеспечить минимальный расход энергосредств и материалов. При необходимости состав установки может быть дополнен оборудованием для углубленного отбензинивания газа, для компримирования сухого осушенного газа и т.п. Установка может гибко комплектоваться различным набором технологических и вспомогательных узлов из числа перечисленных выше для решения задач конкретного производства с минимальными капиталовложениями.

Расходные материалы и катализатора представляют собой нетоксичные доступные вещества, допущенные к применению в нефтегазовой промышленности.

Преимущества

  • возможность выделения и комплексной подготовки нефти и газа из водогазонефтяной смеси произвольного состава и свойств в рамках одной установки;   
  • возможность обеспечения заданной глубины осушки, отбензинивания и очистки от сероводорода попутного нефтяного газа;   
  • минимальный расход материалов и энергосредств (по заданию – обеспечение автономности по энергосредствам);   
  • низкие удельные капитальные вложения;   
  • незначительные эксплуатационные расходы;   
  • высокая экологическая и промышленная безопасность.   

Особенности

  • требуется дополнительная подготовка персонала.   

Рекомендации к применению

  • для комплексной подготовки нефти и попутного нефтяного газа к транспортировке и/или к использованию на месте.