RU2022625C1

RU2022625C1 - Unit for neutralization of hydrogen sulfide containing effluents from reservoir

Info

Publication number: RU2022625C1
Authority: RU
Inventors: Р.Б. Фаттахов; Р.З. Сахабутдинов; В.П. Тронов; Р.М. Гарифуллин; А.И. Васильев
Original assignee: Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date: 1991-11-14
Filing date: 1991-11-14
Publication date: 1994-11-15

Abstract

FIELD: oil industry; gas industry. SUBSTANCE: unit has supply liquid pipe-line 1, additional separator 2, reservoir 3 with breathing valve 4, liquid removing pipe-line 5, separator-absorber 6, entrainment separator 7, branch pipe 8 for communicating top part of separator-absorber with atmosphere, powder dispenser 9, gas duct 10 which connects powder dispenser 9 with top part of additional separator 2 and with vacuum breath valve 11, gas duct 12 which connects top part of separator-absorber with gas space of reservoir 3. EFFECT: improved efficiency of operation. 1 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к установкам улавливания и очистки сероводородсодержащего газа, и может быть использовано при нейтрализации сероводорода в выбросах резервуарного газа в условиях колеблющегося режима заполнения резервуара жидкостью (водонефтяной эмульсией). The invention relates to the oil and gas industry, in particular to installations for the capture and purification of hydrogen sulfide-containing gas, and can be used to neutralize hydrogen sulfide in the emissions of reservoir gas in an oscillating mode of filling the reservoir with liquid (oil-water emulsion).

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является установка нейтрализации сероводородсодержащих выбросов из резервуара, включающая резервуар, сепаратор-абсорбер, насосно-эжекторную установку, подводящие и отводящие трубопроводы жидкости и газа. The closest in technical essence and the achieved result to the proposed one is a neutralization of hydrogen sulfide-containing emissions from a tank, including a tank, a separator-absorber, a pump-ejector installation, supply and discharge pipelines of liquid and gas.

Установка позволяет очищать от сероводорода газ из резервуаров с меньшими затратами за счет исключения блока регенерации абсорбента и совмещения процессов абсорбции сероводорода окислительно-восстановительным абсорбентом и регенерации абсорбента кислородом воздуха, содержащимся в резервуарном газе, в эжекторе и сепараторе-абсорбере. The installation allows you to clean the gas from the hydrogen sulfide from reservoirs at a lower cost due to the elimination of the absorbent regeneration unit and the combination of hydrogen sulfide absorption processes with a redox absorbent and regeneration of the absorbent with atmospheric oxygen contained in the reservoir gas, in the ejector and the separator-absorber.

Однако недостатками известной установки остаются значительные энергетические затраты, обусловленные низким коэффициентом полезного действия эжектора и затраты на поддержание насосно-эжекторной установки в рабочем состоянии, в также низкая надежность очистки при колебаниях расхода поступающей жидкости и газа, смене режимов работы резервуара, для повышения которой требуются дополнительные затраты на увеличение производительности насосно-эжекторной установки и на средства автоматизации и регулирования. However, the disadvantages of the known installation remain significant energy costs due to the low efficiency of the ejector and the cost of maintaining the pump-ejector installation in working condition, as well as low cleaning reliability when fluctuating flow rates of the incoming liquid and gas, changing operating modes of the tank, to increase which additional the cost of increasing the productivity of the pump-ejector installation and the means of automation and regulation.

Целью предлагаемого изобретения является сокращение материальных затрат за счет безнасосной работы и повышения надежности очистки выбросов в условиях колеблющегося режима работы резервуара. The aim of the invention is to reduce material costs due to pumpless operation and improve the reliability of cleaning emissions in an oscillating mode of operation of the tank.

Цель достигается описываемой установкой нейтрализации сероводородсодержащих выбросов из резервуара, содержащей резервуар, сепаратор-абсорбер, подводящие и отводящие трубопроводы жидкости и газа. The goal is achieved by the described installation for the neutralization of hydrogen sulfide-containing emissions from a tank containing a tank, a separator-absorber, inlet and outlet pipelines of liquid and gas.

Новым является то, что установка нейтрализации сероводородсодержащих выбросов из резервуара снабжена дополнительным сепаратором, установленным на подводящем трубопроводе жидкости и соединенным газопроводом с вакуумным клапаном и диспергатором, размещенным в нижней части сепаратора-абсорбера, при этом верхняя часть сепаратора-абсорбера соединена газопроводом с газовым пространством резервуара. New is that the neutralization of hydrogen sulfide-containing emissions from the tank is equipped with an additional separator mounted on the liquid inlet pipe and connected by a gas pipeline to a vacuum valve and a disperser located in the lower part of the absorber separator, while the upper part of the separator-absorber is connected by a gas pipeline to the gas space of the tank .

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно предлагаемый объект отвечает критерию "Существенные отличия". Of the available sources of patent and scientific literature, the claimed combination of distinctive features is unknown. Therefore, the proposed facility meets the criterion of "Significant differences".

На чертеже изображена принципиальная технологическая схема установки нейтрализации сероводородсодержащих выбросов из резервуаров. The drawing shows a schematic flow diagram of a plant for neutralizing hydrogen sulfide-containing emissions from tanks.

Установка содержит подводящий трубопровод жидкости 1, дополнительный сепаратор 2, резервуар 3 с дыхательным клапаном 4, отводящий трубопровод жидкости 5, сепаратор-абсорбер 6, каплеотбойное устройство 7, патрубок сообщения верхней части сепаратора-абсорбера с атмосферой 8, диспергатор 9, газопровод 10, соединяющий диспергатор 9 с верхней частью дополнительного сепаратора 2 и с вакуумным дыхательным клапаном 11, газопровод 12, соединяющий верхнюю часть сепаратора-абсорбера 6 с газовым пространством резервуара 3. The installation comprises a fluid supply pipe 1, an additional separator 2, a tank 3 with a breathing valve 4, a fluid discharge pipe 5, an absorber separator 6, a drop eliminator 7, a pipe connecting the upper part of the separator-absorber to the atmosphere 8, a dispersant 9, a gas pipeline 10 connecting dispersant 9 with the upper part of the additional separator 2 and with a vacuum breathing valve 11, a gas line 12 connecting the upper part of the separator-absorber 6 with the gas space of the tank 3.

Установка работает следующим образом. Installation works as follows.

Сероводородсодержащая жидкость (вода) по трубопроводу 1 поступает последовательно в гидравлически связанные в нижней части дополнительный сепаратор 2 и резервуар 3, где происходит выделение из жидкости свободного и растворенного газа, содержащего сероводород. По мере накопления газа или повышения уровня жидкости (когда откачка жидкости из резервуара через отводящий трубопровод 5 не ведется) повышается давление в дополнительном сепараторе и газовоздушная смесь поступает по газопроводу 10 в диспергатор 11 (патрубки с ситчатыми наконечниками, размещенные в полых цилиндрах) и барботирует через абсорбент с пенообразователем, заполняющий сепаратор-абсорбер 6, где очищается от сероводорода. При этом на поверхности абсорбента в газовом пространстве сепаратора-абсорбера 6 образуется пена. Газ из газового пространства резервуара 3 по газопроводу 12 поступает в верхнюю часть сепаратора-абсорбера 6, захватывает пену и разрушает ее. Пленка абсорбента, образующие ячейки пены и продукты ее разрушения (капли и брызги) эффективно очищают газ от сероводорода, так как одновременно с очисткой газа происходит их быстрая (из-за малых размеров) регенерация кислородом воздуха, содержащимся в резервуарном газе. Жидкость отбивается на каплеотбойном устройстве 7, задерживается на нем и стекает вниз, что также способствует очистке газовых выбросов. Очищенный газ выводится в атмосферу через патрубок 8. Образующаяся в результате реакции сера накапливается в нижней части сепаратора-абсорбера и периодически из него выводится. Hydrogen sulfide-containing liquid (water) through the pipeline 1 enters sequentially hydraulically connected in the lower part of the additional separator 2 and reservoir 3, where free and dissolved gas containing hydrogen sulfide is released from the liquid. As the gas accumulates or the liquid level rises (when liquid is not pumped out through the discharge pipe 5), the pressure in the additional separator increases and the gas-air mixture flows through the gas pipeline 10 to the dispersant 11 (nozzles with sieve tips placed in hollow cylinders) and sparges through absorbent with a foaming agent, filling the separator-absorber 6, where it is purified from hydrogen sulfide. In this case, foam is formed on the surface of the absorbent in the gas space of the separator-absorber 6. Gas from the gas space of the tank 3 through the gas line 12 enters the upper part of the separator-absorber 6, captures the foam and destroys it. The absorbent film, the foam cells and its destruction products (droplets and sprays) effectively clean the gas of hydrogen sulfide, since at the same time as the gas is cleaned, they quickly (due to their small size) are regenerated by the oxygen in the tank gas. The liquid is beaten off on the droplet breaker device 7, is retained on it and flows down, which also helps to clean the gas emissions. The purified gas is discharged into the atmosphere through the pipe 8. The sulfur formed as a result of the reaction accumulates in the lower part of the separator-absorber and is periodically removed from it.

При откачке жидкости из резервуара снижается уровень в дополнительном сепараторе 2 и резервуаре 3, давление в них падает и через вакуумный дыхательный клапан 11 и дыхательный клапан 4 соответственно в их газовые пространства поступает атмосферный воздух. После прекращения откачки жидкости работа установки продолжается в ранее описанной последовательности. When pumping liquid from the reservoir, the level in the additional separator 2 and reservoir 3 decreases, the pressure in them drops and atmospheric air enters their gas spaces through the vacuum breathing valve 11 and the breathing valve 4, respectively. After stopping the pumping of the liquid, the operation of the installation continues in the previously described sequence.

В резервуар поступала пластовая вода, отделенная от сероводородсодержащей нефти, с расходом 3600 м³/сут. Пары воды в газовом пространстве резервуара содержали 10,0 об.% углеводородов, 18,0 г/м³ сероводорода, воздух и влага остальное. В качестве абсорбента использовался раствор: этилендиаминтетрауксусная кислота 8,0 мас.%, сульфат железа 1,8 мас.% тринатрийфосфат 4,0 мас. % , сульфонол (пенообразователь) 0,5%, вода остальное. Резервуар работал в трех режимах: транзитном, наполнения и режиме наполнения с колебаниями расхода газа, вызванными колебаниями расхода пластовой воды. Объемный расход паров при транзитном режиме работы резервуара равен 2,5 м³/ч, при режиме наполнения - 150,0 м³/ч, при режиме наполнения с увеличенным расходом газа - 165 м³/ч. При транзитном режиме практически весь газ (2,0-2,25 м³/ч) поступал в сепаратор-абсорбер объемом 1,5 м куб через диспергатор из дополнительного сепаратора диаметром 1000 мм под давлением 600 мм вод.ст., что обеспечивало перемешивание абсорбента, очистку газа от сероводорода, регенерацию абсорбента и создание пенного слоя; часть газа (0,25-0,5 м³/ч) под давлением газового пространства 50 мм вод.ст. поступала из резервуара в верхнюю часть сепаратора-абсорбера и проходила очистку в пенном слое. При режиме наполнения из дополнительного сепаратора поступал газ в количестве 3,5 м³/ч, а из резервуара на очистку в пенном слое 150 м³/ч при тех же давлениях. При работе резервуара в режиме наполнения с колебаниями расхода газа (вызванными колебаниями расхода пластовой воды) в диспергатор поступало 3,6 м³/ч газа, а на очистку в пенном слое - 165 м³/ч.The reservoir received reservoir water, separated from the hydrogen sulfide-containing oil, with a flow rate of 3600 m ³ / day. Water vapor in the gas space of the tank contained 10.0 vol.% Hydrocarbons, 18.0 g / m ^{3 of} hydrogen sulfide, the rest and air and moisture. The following solution was used as absorbent: ethylenediaminetetraacetic acid 8.0 wt.%, Ferrous sulfate 1.8 wt.% Trisodium phosphate 4.0 wt. %, sulfonol (foaming agent) 0.5%, the rest is water. The tank worked in three modes: transit, filling, and filling with fluctuations in gas flow caused by fluctuations in the flow of produced water. The volumetric flow rate of vapors during the transit operation of the tank is 2.5 m ³ / h, during the filling mode - 150.0 m ³ / h, during the filling mode with an increased gas flow rate - 165 m ³ / h. In the transit mode, almost all gas (2.0-2.25 m ³ / h) entered the separator-absorber with a volume of 1.5 m3 through a disperser from an additional separator with a diameter of 1000 mm under a pressure of 600 mm water column, which ensured mixing absorbent, purification of gas from hydrogen sulfide, regeneration of the absorbent and the creation of a foam layer; part of the gas (0.25-0.5 m ³ / h) under the pressure of the gas space of 50 mm water column came from the tank to the top of the separator-absorber and was cleaned in the foam layer. In the filling mode, 3.5 m ³ / h of gas was supplied from the additional separator, and 150 m ³ / h at the same pressures from the reservoir for cleaning in the foam layer. During the operation of the tank in the filling mode with fluctuations in gas flow (caused by fluctuations in the flow rate of produced water), 3.6 m ³ / h of gas was supplied to the dispersant, and 165 m ³ / h for cleaning in the foam layer.

После очистки газ сбрасывали в атмосферу: одновременно замеряли концентрацию сероводорода (степень очистки) методом с использованием уксуснокислого кадмия. After purification, the gas was discharged into the atmosphere: at the same time, the concentration of hydrogen sulfide (degree of purification) was measured by the method using cadmium acetate.

Результаты, полученные при испытании известной и предлагаемой установок, приведены в таблице. The results obtained by testing the known and proposed installations are shown in the table.

Из таблицы следует, что при практически одинаковом качестве очистки (0-следы) выбросов от сероводорода предлагаемой установкой и известной при транзитном режиме и режиме наполнения энергетические затраты на откачку газа эжектором в предлагаемой установке отсутствуют (0 против 0,6 кВт˙ ч/м³). Предлагаемая установка имеет более высокую надежность очистки при колебаниях объемов газовых выбросов (концентрация сероводорода в выбросах 0-следы против 1,8 г/м³), так как на очистку в пенный слой поступает весь газ из резервуара 165 м³ куб, в отличие от известной установки, в которой количества газа, поступающее на очистку ограничивается производительностью эжектора 150 м³/ч, а оставшиеся 15 м³/ч выбрасываются через дыхательный клапан в атмосферу. Материальные затраты на предлагаемую установку меньше, чем на известную, в основном за счет исключения эксплуатационных затрат на обслуживание насосно-эжекторной установки и отсутствия средств автоматики и регулирования.From the table it follows that with almost the same quality of purification (0-traces) of emissions from hydrogen sulfide by the proposed installation and known during the transit mode and the filling mode, there are no energy costs for pumping gas by the ejector in the proposed installation (0 versus 0.6 kW˙ h / m ³ ) The proposed installation has a higher cleaning reliability for fluctuations in gas emissions (concentration of hydrogen sulfide in emissions 0-traces versus 1.8 g / m ³ ), since all gas from the reservoir 165 m ³ cubic meters enters the foam layer for cleaning known installation, in which the amount of gas supplied to the cleaning is limited by the capacity of the ejector 150 m ³ / h, and the remaining 15 m ³ / h are discharged through the breathing valve into the atmosphere. The material costs of the proposed installation is less than the known, mainly due to the exclusion of operating costs for maintenance of the pump-ejector installation and the lack of automation and regulation.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки нейтрализации сероводородсодержащих выбросов из резервуаров складывается за счет сокращения материальных (приведенных) затрат в 5,4 раз. The technical and economic efficiency of the proposed installation for the neutralization of hydrogen sulfide-containing emissions from reservoirs is formed by reducing material (reduced) costs by 5.4 times.

Claims

INSTALLATION OF NEUTRALIZATION OF SULFUR AND HYDROGEN-CONTAINING EMISSIONS FROM THE RESERVOIR, including a reservoir, a separator-absorber, inlet and outlet pipelines of liquids and gas pipelines, characterized in that the installation is equipped with an additional separator installed on the liquid inlet piping to the reservoir and connected to the lower pressure pipeline with a vacuum part of the separator-absorber, while the upper part of the separator-absorber is connected by a gas pipeline to the gas space of the tank.