JPH0765053B2 - 原油中の硫化水素の除去方法 - Google Patents
原油中の硫化水素の除去方法Info
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- JPH0765053B2 JPH0765053B2 JP29497289A JP29497289A JPH0765053B2 JP H0765053 B2 JPH0765053 B2 JP H0765053B2 JP 29497289 A JP29497289 A JP 29497289A JP 29497289 A JP29497289 A JP 29497289A JP H0765053 B2 JPH0765053 B2 JP H0765053B2
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- JP
- Japan
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- hydrogen sulfide
- crude oil
- gas
- weight
- removing hydrogen
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-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
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- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
【発明の詳細な説明】 〔産業上の利用分野〕 本発明は原油中に含まれる硫化水素を除去する方法に関
する。
する。
第２図により、従来のコールドストリッピング法と呼ば
れる原油中の硫化水素を除去する方法について説明す
る。
れる原油中の硫化水素を除去する方法について説明す
る。
硫化水素を含む原油１は硫化水素分離塔２に供給され、
硫化水素分離用ガス３と硫化水素分離塔２の内に設けら
れた棚段又は充てん材中に交流接触し、原油中の硫化水
素は硫化水素分離用ガスによりストリッピングされ原油
中の溶解していた軽質炭化水素ガスと共に硫化水素分離
塔２よりの廃ガス４として排出される。硫化水素分離塔
２の下部は大気圧よりも高くなるため、硫化水素を除去
された原油５は原油タンク６へ送られ、ここで大気圧ま
で脱圧することにより原油タンク６より廃ガス７が排出
され、原油は製品原油８となる。
硫化水素分離用ガス３と硫化水素分離塔２の内に設けら
れた棚段又は充てん材中に交流接触し、原油中の硫化水
素は硫化水素分離用ガスによりストリッピングされ原油
中の溶解していた軽質炭化水素ガスと共に硫化水素分離
塔２よりの廃ガス４として排出される。硫化水素分離塔
２の下部は大気圧よりも高くなるため、硫化水素を除去
された原油５は原油タンク６へ送られ、ここで大気圧ま
で脱圧することにより原油タンク６より廃ガス７が排出
され、原油は製品原油８となる。
従来のコールドストリッピング法においては硫化水素除
去用ガスが消費され、しかも原油中の保持されるプロパ
ン、イソブタン、ノルマルブタン、イソペンタン、ノル
マルペンタン、ヘキサン等の軽質炭化水素が損失すると
いう不具合がある。
去用ガスが消費され、しかも原油中の保持されるプロパ
ン、イソブタン、ノルマルブタン、イソペンタン、ノル
マルペンタン、ヘキサン等の軽質炭化水素が損失すると
いう不具合がある。
本発明は上記技術水準に鑑み、従来のコールドストリッ
ピング法におけるような不具合のない原油からの硫化水
素の除去方法を提供しようとするものである。
ピング法におけるような不具合のない原油からの硫化水
素の除去方法を提供しようとするものである。
本発明は硫化水素分離塔で原油を硫化水素除去用ガスと
接触させ、硫化水素含有硫化水素除去用ガスを硫化水素
吸収塔で硫化水素吸収剤と接触して硫化水素を吸収除去
し、硫化水素を除去された硫化水素除去用ガスを硫化水
素分離塔に昇圧循環させることを特徴とする原油中の硫
化水素の除去方法である。
接触させ、硫化水素含有硫化水素除去用ガスを硫化水素
吸収塔で硫化水素吸収剤と接触して硫化水素を吸収除去
し、硫化水素を除去された硫化水素除去用ガスを硫化水
素分離塔に昇圧循環させることを特徴とする原油中の硫
化水素の除去方法である。
本発明で使用する硫化水素除去用ガスとしては従来のコ
ールドストリッピング法で使用されているものと同じも
の、例えばメタンを主成分とする天然ガス（N2,CO2を含
むこともある）、が用いられる。また硫化水素吸収剤と
しては、これまた一般的に用いられるモノエタノールア
ミン水溶液などが使用される。
ールドストリッピング法で使用されているものと同じも
の、例えばメタンを主成分とする天然ガス（N2,CO2を含
むこともある）、が用いられる。また硫化水素吸収剤と
しては、これまた一般的に用いられるモノエタノールア
ミン水溶液などが使用される。
硫化水素分離塔より抜き出される硫化水素除去用ガス中
には、硫化水素ガスを多量に含むと同時に、プロパン、
イソブタン、ノルマルブタン、イソペンタン、ノルマル
ペンタン、ヘキサン等の成分を多量に含む。このガス中
の硫化水素ガスをモノエタノールアミン水溶液等の硫化
水素除去用溶液を用いて硫化水素吸収塔において吸収除
去し、ガス循環機にて昇圧し、硫化水素分離塔の下部に
注入する。
には、硫化水素ガスを多量に含むと同時に、プロパン、
イソブタン、ノルマルブタン、イソペンタン、ノルマル
ペンタン、ヘキサン等の成分を多量に含む。このガス中
の硫化水素ガスをモノエタノールアミン水溶液等の硫化
水素除去用溶液を用いて硫化水素吸収塔において吸収除
去し、ガス循環機にて昇圧し、硫化水素分離塔の下部に
注入する。
従来のコールドストリッピングプロセスにおいて、系外
より導入した天然ガスにて原油をストリッピングする場
合、天然ガスとして一般にメタン分の比率の高く、他の
炭化水素の比率の少ないガスを用いるため、原油中の硫
化水素と共に、プロパン、イソブタン、ノルマルブタ
ン、イソペンタン、ノルマルペンタン、ヘキサン等の成
分も原油中より多量に除去され、硫化水素分離塔よりの
廃ガスとなって廃出される。しかしながら、本発明にお
いては硫化水素分離塔の下部に注入される循環ガスは、
原油の硫化水素のストリッピングガスとしてプロパン、
イソブタン、ノルマルブタン、イソペンタン、ノルマル
ペンタン、ヘキサン等の成分を多量に含んでいるので原
油中の保持されるプロパン、イソブタン、ノルマルブタ
ン、イソブタン、ヘキサンの比率を高めることができ
る。
より導入した天然ガスにて原油をストリッピングする場
合、天然ガスとして一般にメタン分の比率の高く、他の
炭化水素の比率の少ないガスを用いるため、原油中の硫
化水素と共に、プロパン、イソブタン、ノルマルブタ
ン、イソペンタン、ノルマルペンタン、ヘキサン等の成
分も原油中より多量に除去され、硫化水素分離塔よりの
廃ガスとなって廃出される。しかしながら、本発明にお
いては硫化水素分離塔の下部に注入される循環ガスは、
原油の硫化水素のストリッピングガスとしてプロパン、
イソブタン、ノルマルブタン、イソペンタン、ノルマル
ペンタン、ヘキサン等の成分を多量に含んでいるので原
油中の保持されるプロパン、イソブタン、ノルマルブタ
ン、イソブタン、ヘキサンの比率を高めることができ
る。
また、硫化水素除去用ガスを循環して使用するため、系
外よりの硫化水素を除去するためのガスを補給する必要
がない。
外よりの硫化水素を除去するためのガスを補給する必要
がない。
本発明の一実施例を第１図によって説明する。
硫化水素を含む原油１は硫化水素分離塔２において、硫
化水素を除去された硫化水素分離用循環ガス３によりス
トリッピングされ、原油中の硫化水素とメタン分を主体
としたガスはストリッピングと共に硫化水素分離塔２よ
り排ガス４となり、排出される。この硫化水素を多量に
含むガス中の硫化水素は硫化水素吸収塔９において硫化
水素吸収液10にて吸収される。
化水素を除去された硫化水素分離用循環ガス３によりス
トリッピングされ、原油中の硫化水素とメタン分を主体
としたガスはストリッピングと共に硫化水素分離塔２よ
り排ガス４となり、排出される。この硫化水素を多量に
含むガス中の硫化水素は硫化水素吸収塔９において硫化
水素吸収液10にて吸収される。
硫化水素吸収液としてはモノエタノールアミン、モノメ
チルジエタノールアミン、ジエタノールアミン、ジグリ
コールアミン、スルフィノールなどの溶液を用いること
ができる。
チルジエタノールアミン、ジエタノールアミン、ジグリ
コールアミン、スルフィノールなどの溶液を用いること
ができる。
硫化水素を吸収した吸収液11は、吸収液送出ポンプ12に
より硫化水素吸収液再生装置14へ送られ，硫化水素15を
除かれ硫化水素吸収塔９へと送られる。
より硫化水素吸収液再生装置14へ送られ，硫化水素15を
除かれ硫化水素吸収塔９へと送られる。
硫化水素を除去されたガス16はガス循環機17により昇圧
され硫化水素分離塔２の下部へ送られる。供給原油１中
に含まれていたメタン分を主体としたガスは系内で余剰
となり、硫化水素を除去された余剰ガス18として系外へ
送られる。この余剰ガス18より硫化水素を除去された炭
化水素ガスが回収される。
され硫化水素分離塔２の下部へ送られる。供給原油１中
に含まれていたメタン分を主体としたガスは系内で余剰
となり、硫化水素を除去された余剰ガス18として系外へ
送られる。この余剰ガス18より硫化水素を除去された炭
化水素ガスが回収される。
硫化水素を除去された原油５は原油タンク６にて大気圧
まで脱圧７され、原油の蒸気圧を下げられて、製品原油
８となる。
まで脱圧７され、原油の蒸気圧を下げられて、製品原油
８となる。
以下、本発明方法と従来の比較を、第１表、第２表によ
って説明する。
って説明する。
第１表に示す操作条件において、本発明は製品原油中の
硫化水素の比率をほぼ同一（50重量ppm以下）に保ちな
がら従来の方法と比較した結果、第２表に示すように、
本発明法ではエタン保持率が従来法の14.52重量％より6
4.94重量％に、プロパン保持率が従来法の41.69重量％
より86.53重量％に、イソブタン保持率が従来法の68.10
重量％より93.82重量％に、ノルマルブタン保持率が従
来法の77.71重量％より95.64重量％に、イソペンタン保
持率が従来法の90.82重量％より98.24重量％に、従来法
のノルマルペンタン保持率が93.41重量％より98.66重量
％にそれぞれ高めることができる。この結果として供給
原油に帯する製品原油の比率は、従来法が98.43重量％
であるのに対し、本発明では99.41％に向上する。さら
に本発明は736Nm3/Hの硫化水素を除去された炭化水素ガ
スを得ることができる。
硫化水素の比率をほぼ同一（50重量ppm以下）に保ちな
がら従来の方法と比較した結果、第２表に示すように、
本発明法ではエタン保持率が従来法の14.52重量％より6
4.94重量％に、プロパン保持率が従来法の41.69重量％
より86.53重量％に、イソブタン保持率が従来法の68.10
重量％より93.82重量％に、ノルマルブタン保持率が従
来法の77.71重量％より95.64重量％に、イソペンタン保
持率が従来法の90.82重量％より98.24重量％に、従来法
のノルマルペンタン保持率が93.41重量％より98.66重量
％にそれぞれ高めることができる。この結果として供給
原油に帯する製品原油の比率は、従来法が98.43重量％
であるのに対し、本発明では99.41％に向上する。さら
に本発明は736Nm3/Hの硫化水素を除去された炭化水素ガ
スを得ることができる。
ユーティリティに関しては、従来の方法が4350Nm3/H硫
化水素分離用ガスを消費するのに比べ、本発明は硫化水
素吸収液再生用リボクラー燃料として290Nm3/Hのガスを
消費するのと、ガス循環機及びポンプとして150kWH/Hの
電力を消費するのみである。
化水素分離用ガスを消費するのに比べ、本発明は硫化水
素吸収液再生用リボクラー燃料として290Nm3/Hのガスを
消費するのと、ガス循環機及びポンプとして150kWH/Hの
電力を消費するのみである。
〔発明の効果〕 本発明によれば原油からの硫化水素除去用ガスを系外か
ら補給することなく操業することができ、かつ原油中に
含まれる炭化水素を有効に回収することができる。
ら補給することなく操業することができ、かつ原油中に
含まれる炭化水素を有効に回収することができる。
第１図は本発明の一実施例を説明するための概略図、第
２図は従来の原油から硫化水素をコールドストリッピン
グ法によって除去する態様を説明するための概略図であ
る。
２図は従来の原油から硫化水素をコールドストリッピン
グ法によって除去する態様を説明するための概略図であ
る。
Claims (1)
- 【請求項１】硫化水素分離塔で原油を硫化水素除去用ガ
スと接触させ、硫化水素含有硫化水素除去用ガスを硫化
水素吸収塔で硫化水素吸収剤と接触して硫化水素を吸収
除去し、硫化水素を除去された硫化水素除去用ガスを硫
化水素分離塔に昇圧循環させることを特徴とする原油中
の硫化水素の除去方法。
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP29497289A JPH0765053B2 (ja) | 1989-11-15 | 1989-11-15 | 原油中の硫化水素の除去方法 |
| EP19900250274 EP0432858B1 (en) | 1989-11-15 | 1990-11-02 | Process for removing hydrogen sulfide from crude petroleum |
| DE1990632972 DE69032972T2 (de) | 1989-11-15 | 1990-11-02 | Verfahren zur Entfernung von Wasserstoffsulfid aus Rohöl |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP29497289A JPH0765053B2 (ja) | 1989-11-15 | 1989-11-15 | 原油中の硫化水素の除去方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH03157490A JPH03157490A (ja) | 1991-07-05 |
| JPH0765053B2 true JPH0765053B2 (ja) | 1995-07-12 |
Family
ID=17814689
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP29497289A Expired - Fee Related JPH0765053B2 (ja) | 1989-11-15 | 1989-11-15 | 原油中の硫化水素の除去方法 |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0432858B1 (ja) |
| JP (1) | JPH0765053B2 (ja) |
| DE (1) | DE69032972T2 (ja) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2317617A (en) * | 1996-09-28 | 1998-04-01 | Capcis Ltd | Removing sulphur compounds from liquid hydrocarbons |
| US8845885B2 (en) * | 2010-08-09 | 2014-09-30 | H R D Corporation | Crude oil desulfurization |
| US9988580B2 (en) | 2014-04-18 | 2018-06-05 | Amperage Energy Inc. | System and method for removing hydrogen sulfide from oilfield effluents |
| RU2578155C1 (ru) * | 2015-01-29 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Установка подготовки сероводородсодержащей нефти |
| RU2586157C1 (ru) * | 2015-03-11 | 2016-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
| US11286433B2 (en) | 2017-08-01 | 2022-03-29 | Gaps Technology, Llc | Compositions and methods for remediating hydrogen sulfide in hydrocarbon based liquids |
| US11613710B2 (en) | 2017-08-01 | 2023-03-28 | GAPS Technology, LLC. | Methods of remediating liquid compositions containing sulfur and other contaminants |
| US11512258B2 (en) | 2017-08-01 | 2022-11-29 | GAPS Technology, LLC. | Chemical compositions and methods of using same for remediating low to moderate amounts of sulfur-containing compositions and other contaminants in liquids |
| WO2019036731A2 (en) | 2017-08-01 | 2019-02-21 | Gaps Technology, Llc | CHEMICAL SOLUTION AND METHODS OF USE FOR REMEDYING HYDROGEN SULFIDE AND OTHER CONTAMINANTS IN OIL-BASED LIQUIDS AND OTHER LIQUIDS |
| US10550337B2 (en) | 2017-08-01 | 2020-02-04 | GAPS Technology, LLC. | Chemical compositions and methods for remediating hydrogen sulfide and other contaminants in hydrocarbon based liquids and aqueous solutions without the formation of precipitates or scale |
| RU2664652C1 (ru) * | 2018-02-06 | 2018-08-21 | Открытое акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез" (ОАО "Славнефть-ЯНОС") | Способ очистки от сероводорода мазута и нефтяных фракций - компонентов мазута |
| US10913911B1 (en) | 2019-09-20 | 2021-02-09 | Gaps Technology Llc | Chemical compositions and treatment systems and treatment methods using same for remediating H2S and other contaminants in gasses |
| US11549064B2 (en) | 2019-09-20 | 2023-01-10 | Gaps Technology, Llc | Chemical compositions and treatment systems and treatment methods using same for remediating H2S and other contaminants in fluids, including liquids,gasses and mixtures thereof |
| AU2022269010B2 (en) | 2021-05-07 | 2024-05-23 | Gaps Technology, Llc | Hydrocarbon liquid based chemical compositions and treatment methods using same for remediating h2s and other contaminants in fluids and mixtures of contaminated fluids |
| US11813551B1 (en) * | 2021-11-22 | 2023-11-14 | Viro Petroleum & Energy, LLC | Hydrogen sulfide mitigation methods and systems |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2757127A (en) * | 1952-11-18 | 1956-07-31 | British Petroleum Co | Stripping hydrogen sulphide from hydrofined petroleum hydrocarbons with an inert gas |
| DE3427134A1 (de) * | 1984-07-24 | 1986-02-06 | Basf Ag, 6700 Ludwigshafen | Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen |
-
1989
- 1989-11-15 JP JP29497289A patent/JPH0765053B2/ja not_active Expired - Fee Related
-
1990
- 1990-11-02 EP EP19900250274 patent/EP0432858B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1990-11-02 DE DE1990632972 patent/DE69032972T2/de not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE69032972T2 (de) | 1999-07-08 |
| EP0432858A1 (en) | 1991-06-19 |
| EP0432858B1 (en) | 1999-03-03 |
| DE69032972D1 (de) | 1999-04-08 |
| JPH03157490A (ja) | 1991-07-05 |
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |