RU2218974C1 - A method of preparation of hydrogen sulfide- and mercaptan-bearing petroleum for transportation - Google Patents
A method of preparation of hydrogen sulfide- and mercaptan-bearing petroleum for transportation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2218974C1 RU2218974C1 RU2002118142A RU2002118142A RU2218974C1 RU 2218974 C1 RU2218974 C1 RU 2218974C1 RU 2002118142 A RU2002118142 A RU 2002118142A RU 2002118142 A RU2002118142 A RU 2002118142A RU 2218974 C1 RU2218974 C1 RU 2218974C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- hydrogen sulfide
- gas
- mol
- aldehyde
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к способам подготовки нефти к транспорту и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке сернистых нефтей, газоконденсатов с высоким содержанием сероводорода и меркаптанов. The invention relates to methods for preparing oil for transport and can be used in the oil and gas industry in the preparation of sulfur oils, gas condensates with a high content of hydrogen sulfide and mercaptans.
Известен способ подготовки сырой нефти путем ее многоступенчатой сепарации, включающий подачу углеводородного газа, выделившегося на первой ступени сепарации, в последующую ступень. При этом газ на отдувку подают в количестве 1-3 м3 на 1 м3 нефти, поступающей на концевую ступень сепарации (авт. свид. СССР 1431798, В 01 Д 19/00, 1988 г.).A known method for the preparation of crude oil by its multi-stage separation, including the supply of hydrocarbon gas released in the first separation stage to the next stage. In this case, gas is supplied to the stripping in an amount of 1-3 m 3 per 1 m 3 of oil supplied to the end separation stage (ed. Certificate of the USSR 1431798, V 01 D 19/00, 1988).
Недостатком данного способа является то, что при подготовке нефти, содержащей сероводород, не достигается эффективное удаление сероводорода, и подготовленная нефть по остаточному содержанию сероводорода не удовлетворяет предъявляемым требованиям. The disadvantage of this method is that in the preparation of oil containing hydrogen sulfide, the effective removal of hydrogen sulfide is not achieved, and the prepared oil does not satisfy the requirements for the residual content of hydrogen sulfide.
Известен также способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку очищенным от сероводорода углеводородным газом в дополнительной десорбционной колонне при температуре 40-50oС, давлении 0,1-0,6 МПа и удельном расходе отдувочного газа 5-50 м3/м3 нефти. При этом очистку газа от сероводорода проводят абсорбцией раствором моноэтаноламина (Лесухин С.П. и др. Основные направления развития технологии очистки нефти от сероводорода. - Нефтяное хозяйство, 1989, 8, с. 50-53).There is also known a method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation and blowing purified hydrocarbon gas from a hydrogen sulfide in an additional desorption column at a temperature of 40-50 o C, a pressure of 0.1-0.6 MPa and a specific flow rate of stripping gas 5-50 m 3 / m 3 oil. At the same time, gas purification from hydrogen sulfide is carried out by absorption of a solution of monoethanolamine (Lesukhin S.P. et al. The main directions of development of technology for oil purification from hydrogen sulfide. - Oil industry, 1989, 8, pp. 50-53).
Указанный способ обеспечивает степень очистки нефти от сероводорода до остаточной концентрации в пределах 10-30 мг/л при отдувке с высокими удельными расходами очищенного углеводородного газа. Однако при проведении отдувки с большим расходом углеводородного газа не достигается глубокая стабилизация нефти. Кроме того, отдувка большим количеством газа (до 30-50 м3/м3 нефти), т. е. проведение отдувки до достижения высокой (95-99%-ной) степени удаления содержащегося сероводорода, приводит к существенному снижению выхода товарной нефти из-за возрастания потерь ценных углеводородов С4 и выше с отдувочным газом. Проведение отдувки с высоким удельным расходом газа приводит также к необходимости сероочистки больших объемов сероводородсодержащих газов раствором моноэтаноламина (МЭА) и, следовательно, к увеличению энергетических и материальных затрат. К недостаткам данного способа относится и то, что при подготовке сероводород- и меркаптансодержащей нефти не обеспечивается эффективная очистка нефти от легких меркаптанов, т.к. меркаптаны, особенно этил-, пропилмеркаптаны, трудно поддаются отдувке углеводородным газом.The specified method provides the degree of purification of oil from hydrogen sulfide to a residual concentration in the range of 10-30 mg / l by blowing with high specific consumption of purified hydrocarbon gas. However, when carrying out blowing with a high consumption of hydrocarbon gas, deep stabilization of oil is not achieved. In addition, stripping with a large amount of gas (up to 30-50 m 3 / m 3 of oil), i.e., stripping to achieve a high (95-99%) degree of removal of the hydrogen sulfide contained, leads to a significant decrease in the yield of salable oil from - due to an increase in the loss of valuable hydrocarbons With 4 and higher with stripping gas. Blowing with a high specific gas flow rate also leads to the need for desulfurization of large volumes of hydrogen sulfide-containing gases with a solution of monoethanolamine (MEA) and, therefore, to increase energy and material costs. The disadvantages of this method include the fact that in the preparation of hydrogen sulfide and mercaptan-containing oil, an effective oil purification from light mercaptans is not provided, because mercaptans, especially ethyl, propyl mercaptans, are difficult to blow off with hydrocarbon gas.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий многоступенчатую сепарацию и отдувку очищенным углеводородным газом в концевой ступени сепарации (в концевом сепараторе) при температуре 30-70oС и удельном расходе очищенного газа 5-20 м3/т нефти. При этом очистку газов сепарации от сероводорода проводят прямым каталитическим окислением кислородом воздуха при соотношении H2S:О2=1: (0,55-0,6) с последующим выделением из очищенных газов образующейся элементарной серы (пат. РФ 2071377, В 01 Д 19/00, 1997 г.).Closest to the proposed invention is a method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including multi-stage separation and blowing with purified hydrocarbon gas in the end separation stage (in the end separator) at a temperature of 30-70 o C and a specific flow rate of purified gas 5-20 m 3 / t of oil. In this case, the separation gas from hydrogen sulfide is cleaned by direct catalytic oxidation with atmospheric oxygen at a ratio of H 2 S: O 2 = 1: (0.55-0.6), followed by the release of elementary sulfur from purified gases (US Pat. RF 2071377, B 01 D 19/00, 1997).
Недостатком указанного способа является недостаточно высокая степень очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов. Так, при проведении процесса указанным способом остаточное содержание сероводорода в подготовленной нефти составляет в пределах 31-64 ppm при удельном расходе отдувочного газа 5 м3/т и 24-57 ppm при расходе газа 20-25 м3/т нефти. Однако в соответствии с требованиями и нормами нового ГОСТ на нефть остаточное содержание сероводорода в подготовленной для транспортировки нефти не должно превышать 20 ppm и метил-, этилмеркаптанов в сумме 40 ppm (см. ГОСТ Р 51858 "Нефть. Общие технические условия". М. : Госстандарт РФ, 2002 г.). Кроме того, указанный способ предусматривает использование достаточно сложного для осуществления в промысловых условиях нового процесса сероочистки углеводородного газа прямым каталитическим окислением сероводорода кислородом воздуха. Это ограничивает также практическое использование способа на существующих установках подготовки сероводородсодержащей нефти, где уже имеется узел сероочистки газов сепарации растворами этаноламинов.The disadvantage of this method is the insufficiently high degree of purification of oil from hydrogen sulfide and light mercaptans. So, when carrying out the process in this way, the residual hydrogen sulfide content in the prepared oil is in the range of 31-64 ppm with a specific consumption of stripping gas of 5 m 3 / t and 24-57 ppm with a gas flow of 20-25 m 3 / t of oil. However, in accordance with the requirements and norms of the new GOST for oil, the residual content of hydrogen sulfide in the oil prepared for transportation should not exceed 20 ppm and methyl, ethyl mercaptans in the amount of 40 ppm (see GOST R 51858 "Oil. General technical conditions." M.: Gosstandart of the Russian Federation, 2002). In addition, this method involves the use of a complex process for the implementation of a new process for the desulfurization of hydrocarbon gas under direct catalytic oxidation of hydrogen sulfide with atmospheric oxygen. This also limits the practical use of the method in existing installations for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, where there is already a site for desulfurization of gas separation by solutions of ethanolamines.
Следует указать, что в составе добываемых сероводородсодержащих нефтей и газоконденсатов, как правило, содержатся значительные количества меркаптанов, в т.ч. высокотоксичных легких метил- и этилмеркаптанов. Присутствие их придает нефти резкий неприятный запах, высокую токсичность и коррозионную агрессивность, в связи с чем ухудшается экологическая обстановка и условия труда при транспортировке, хранении и переработке таких нефтей и газоконденсатов. Так, метилмеркаптан имеет ПДКм.р. 9•10-6 мг/м3, ПДКр.з. 0,8 мг/м3 и порог запаха 2•10-5 мг/м3. В связи с этим и ужесточением требований к охране окружающей среды одновременное снижение остаточного содержания легких меркаптанов до уровня современных требований при подготовке сероводородсодержащих нефтей становится актуальной задачей.It should be noted that, as a rule, significant amounts of mercaptans are contained in the composition of produced hydrogen sulfide-containing oils and gas condensates, including highly toxic light methyl and ethyl mercaptans. Their presence gives the oil a sharp unpleasant odor, high toxicity and corrosiveness, in connection with which the environmental situation and working conditions deteriorate during the transportation, storage and processing of such oils and gas condensates. So, methyl mercaptan has a MPC.r. 9 • 10 -6 mg / m 3 , MPC 0.8 mg / m 3 and an odor threshold of 2 • 10 -5 mg / m 3 . In this regard, and stricter requirements for environmental protection, the simultaneous reduction of the residual content of light mercaptans to the level of modern requirements in the preparation of hydrogen sulfide-containing oils is becoming an urgent task.
Задачей изобретения является снижение остаточного содержания сероводорода, легких метил- и этилмеркаптанов в подготовленной нефти (до уровня современных требований) при сохранении высокого выхода товарной нефти, а также сокращение расхода углеводородного газа на отдувку и упрощение способа за счет исключения сложного процесса очистки газов сепарации нефти прямым каталитическим окислением сероводорода кислородом воздуха. The objective of the invention is to reduce the residual content of hydrogen sulfide, light methyl and ethyl mercaptans in the prepared oil (up to the level of modern requirements) while maintaining a high yield of marketable oil, as well as reducing the consumption of hydrocarbon gas for blowing and simplifying the method by eliminating the complex process of purification of oil directly catalytic oxidation of hydrogen sulfide by atmospheric oxygen.
Согласно изобретению названный технический результат достигается описываемым способом подготовки сероводородсодержащей нефти, включающим ее многоступенчатую сепарацию и отдувку углеводородным газом при повышенной температуре и давлении 0,1-0,6 МПа, в котором отдувку углеводородным газом проводят до достижения не более 87%-ной степени удаления содержащегося сероводорода, после чего в нефть при перемешивании вводят азотсодержащий основной реагент и альдегидсодержащий продукт и/или окислитель, взятые в эффективных количествах, и полученную смесь выдерживают при температуре 10-70oС и давлении 0,1-1,5 МПа в течение не менее 5 минут.According to the invention, the named technical result is achieved by the described method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation and blow-off with hydrocarbon gas at elevated temperature and pressure of 0.1-0.6 MPa, in which blow-off with hydrocarbon gas is carried out to achieve no more than 87% degree of removal containing hydrogen sulfide, after which a nitrogen-containing basic reagent and an aldehyde-containing product and / or an oxidizing agent, taken in effective amounts, are introduced into the oil with stirring, and obtained this mixture is maintained at a temperature of 10-70 o C and a pressure of 0.1-1.5 MPa for at least 5 minutes.
При этом отдувку углеводородным газом проводят в ступени сепарации низкого давления (в концевом сепараторе) или в дополнительной десорбционной колонне при температуре 20-70oС до достижения 55-87%-ной степени удаления содержащегося сероводорода, предпочтительно при 25-70oС до достижения 60-90%-ной степени удаления содержащегося сероводорода.In this case, hydrocarbon gas stripping is carried out in a low-pressure separation stage (in the end separator) or in an additional desorption column at a temperature of 20-70 ° C until a 55-87% degree of removal of the contained hydrogen sulfide is achieved, preferably at 25-70 ° C until 60-90% degree of removal of contained hydrogen sulfide.
В качестве азотсодержащего основного реагента в нефть вводят органический амин и/или аммиак, предпочтительно взятый из расчета 0,6-1,5 моль на 1 моль остаточного сероводорода. В качестве альдегидсодержащего продукта в нефть вводят 30-40%-ный водометанольный формальдегид (формалин), параформальдегид (параформ) и/или фурфурол, предпочтительно взятый из расчета 1,2-3 моль альдегида на 1 моль остаточного сероводорода. В качестве окислителя в нефть преимущественно вводят сжатый воздух или 20-50%-ный водный раствор пероксида водорода, предпочтительно взятый из расчета 1-3 моль кислорода воздуха или пероксида водорода на 1 моль остаточного сероводорода. При подготовке нефти с аномально высоким содержанием сероводорода и меркаптанов в нефть в качестве катализатора окисления дополнительно вводят водный или водно-щелочной раствор соли или комплекса металла переменной валентности, предпочтительно взятый из расчета 0,1-1 г ионов металла на 1 т нефти, причем в качестве соли металла преимущественно используют сульфат, хлорид или нитрат двухвалентной меди, никеля, кобальта, марганца или трехвалентного железа или их смеси, а в качестве комплекса металла - комплекс двухвалентной меди, никеля или кобальта с пирофосфатом щелочного металла или с аммиаком, или с органическим амином, или фталоцианиновый комплекс кобальта. При этом в качестве фталоцианинового комплекса кобальта преимущественно используют дисульфо-, тетрасульфо-, дихлордиоксидисульфо- или полифталоцианин кобальта. При подготовке нефти, содержащей сероводород и меркаптаны, азотсодержащий основной реагент и альдегидсодержащий продукт и/или окислитель вводят из расчета 0,6-1,5 моль основного реагента и 1,2-3 моль альдегида и/или 1-3 моль окислителя на 1 моль остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов, причем в качестве основного реагента преимущественно используют водорастворимый органический амин, предпочтительно алканоламин, алкиламин и/или полиалкиленполиамин, а в качестве альдегидсодержащего продукта - формалин или параформальдегид. При этом расчетное количество применяемого органического амина вводят в нефть в чистом (товарном) виде или в виде водного раствора, или в виде предварительно приготовленного раствора амина и альдегида (аминоальдегидного раствора). Organic nitrogen and / or ammonia, preferably taken at a rate of 0.6-1.5 mol per 1 mol of residual hydrogen sulfide, is introduced into the oil as a nitrogen-containing basic reagent. As an aldehyde-containing product, 30-40% water-methanol formaldehyde (formalin), paraformaldehyde (paraform) and / or furfural, preferably taken from the calculation of 1.2-3 mol of aldehyde per 1 mol of residual hydrogen sulfide, are introduced into the oil. As an oxidizing agent, compressed air or a 20-50% aqueous solution of hydrogen peroxide is preferably introduced into the oil, preferably taken from the calculation of 1-3 mol of air oxygen or hydrogen peroxide per 1 mol of residual hydrogen sulfide. When preparing oil with an abnormally high content of hydrogen sulfide and mercaptans, an aqueous or aqueous-alkaline solution of a salt or metal complex of variable valency is additionally introduced into the oil as an oxidation catalyst, preferably taken from the calculation of 0.1-1 g of metal ions per 1 ton of oil, as the metal salt, sulfate, chloride or nitrate of divalent copper, nickel, cobalt, manganese or ferric iron or a mixture thereof is mainly used, and as a metal complex, a complex of divalent copper, nickel or Balta pyrophosphate alkali metal or with ammonia or an organic amine, phthalocyanine or cobalt complex. Moreover, cobalt disulfo-, tetrasulfo-, dichlorodioxidisulfo- or cobalt polyphthalocyanine is predominantly used as the cobalt phthalocyanine complex. In the preparation of oil containing hydrogen sulfide and mercaptans, the nitrogen-containing main reagent and the aldehyde-containing product and / or oxidizing agent are introduced at the rate of 0.6-1.5 mol of the main reagent and 1.2-3 mol of the aldehyde and / or 1-3 mol of the oxidizing agent per 1 mole of residual hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans, moreover, the main reagent is a water-soluble organic amine, preferably alkanolamine, alkylamine and / or polyalkylene polyamine, and formaldehyde or paraformaldehyde are used as the aldehyde-containing product. In this case, the calculated amount of the organic amine used is introduced into the oil in a pure (salable) form or in the form of an aqueous solution, or in the form of a pre-prepared solution of amine and aldehyde (aminoaldehyde solution).
В качестве углеводородного газа на отдувку преимущественно подают предварительно очищенный от сероводорода газ сепарации нефти или природный газ, предпочтительно взятый из расчета 2,5-12 м3 на 1 м3 нефти, поступающей на отдувку. При этом очистку отдувочного углеводородного газа от сероводорода проводят известным способом, предпочтительно путем контактирования с регенерируемым водным раствором этаноламинов (см. Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. - М.: Недра, 1973, с. 247-271; Технология переработки сернистого природного газа. Справочник. - М.: Недра, 1993, с. 11-48) или водно-щелочным раствором хелатного соединения железа (см. авт. свид. СССР 1287346, В 01 Д 53/14, опубл. БИ 13, 1995 г., и др.), или нерегенерируемым поглотительным раствором на основе формалина и органического амина (см. пат. РФ 2108850 и 2104758, В 01 Д 53/14, 1998 г.).As a hydrocarbon gas, stripping is predominantly fed to oil separation gas or natural gas, previously purified from hydrogen sulfide, preferably taken from a calculation of 2.5-12 m 3 per 1 m 3 of oil supplied to the stripping. In this case, the purification of stripping hydrocarbon gas from hydrogen sulfide is carried out in a known manner, preferably by contacting with a regenerated aqueous solution of ethanolamines (see Kasparyants K.S. Oil and gas field treatment. - M .: Nedra, 1973, p. 247-271; Processing technology Sulfur Natural Gas. Handbook. - M .: Nedra, 1993, pp. 11-48) or an aqueous-alkaline solution of a chelated iron compound (see ed. certificate of the USSR 1287346, V 01 D 53/14, publ. BI 13, 1995, etc.), or an unregenerated absorption solution based on formalin and organic a mine (see US Pat. RF 2108850 and 2104758, 01 D 53/14, 1998).
Отличительными признаками предлагаемого способа являются проведение отдувки углеводородным газом до достижения 55-90%-ной степени удаления содержащегося сероводорода с последующей доочисткой нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов контактированием с азотсодержащим основным реагентом и альдегидом и/или окислителем в вышеуказанных найденных оптимальных количествах и условиях. Дополнительным отличительным признаком является дополнительное введение в нефть водного или водно-щелочного раствора соли или комплекса металла переменной валентности в найденном оптимальном количестве. Distinctive features of the proposed method are hydrocarbon gas stripping to achieve a 55-90% degree of removal of the hydrogen sulfide contained, followed by purification of the oil from the residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans by contacting with a nitrogen-containing basic reagent and an aldehyde and / or oxidizing agent in the above found optimal amounts and conditions . An additional distinguishing feature is the additional introduction into the oil of an aqueous or aqueous-alkaline solution of a salt or metal complex of variable valency in the optimal amount found.
Указанные отличительные признаки предлагаемого технического решения определяют его новизну и изобретательский уровень в сравнении с известным уровнем техники в данной области, т.к. они в литературе не описаны и позволяют одновременно снизить содержание сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в подготовленной нефти до уровня требований и норм нового ГОСТ на нефть при сохранении высокого выхода товарной нефти, а также сократить расход углеводородного газа на отдувку и исключить использование сложного для промысловых условий процесса сероочистки отдувочного газа прямым каталитическим окислением сероводорода кислородом воздуха. These distinctive features of the proposed technical solution determine its novelty and inventive step in comparison with the prior art in this field, because they are not described in the literature and can simultaneously reduce the content of hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans in the prepared oil to the level of requirements and norms of the new GOST for oil while maintaining a high yield of marketable oil, as well as reduce the consumption of hydrocarbon gas for blowing and eliminate the use of difficult for commercial conditions of the process of desulphurization of stripping gas by direct catalytic oxidation of hydrogen sulfide by atmospheric oxygen.
Необходимость и целесообразность проведения отдувки нефти углеводородным газом только до 55-87%-ной степени удаления содержащегося сероводорода связаны с тем, что часть его (до 10% и более) находится в нефти, особенно в обводненной нефти, в хемосорбированном состоянии, в виде гидросульфид-иона HS- (из-за присутствия в нефти азотсодержащих основных соединений и катионов щелочных, щелочноземельных металлов и их комплексов), поэтому остаточные количества сероводорода трудно отдуваются из нефти углеводородным газом. В связи с этим для глубокой очистки нефти от сероводорода (до требований и норм нового ГОСТ на подготовленную нефть) требуется проведение отдувки с большим расходом углеводородного газа и при повышенных температурах, а это приводит к возрастанию потерь (уноса) ценных углеводородов С4 и выше, т.е. легких бензиновых фракций с отдувочным газом и существенному снижению выхода товарной нефти, а также к увеличению затрат на сероочистку больших объемов отдувочного углеводородного газа. Так, например, увеличение расхода отдувочного углеводородного газа с 4 м3/т до 20-25 м3/т приводит к снижению выхода товарной нефти с 98,8-98,1% до 97,3-96,7%, т.е. на ~1,5% при незначительном снижении остаточного сероводорода в подготовленной нефти (с 31-64 ppm до 24-57 ppm, т.е. всего на ~7 ppm).The necessity and expediency of carrying out oil stripping with hydrocarbon gas only up to a 55-87% degree of removal of the hydrogen sulfide contained is related to the fact that part of it (up to 10% or more) is in oil, especially in flooded oil, in a chemisorbed state, in the form of hydrosulfide HS ion - (due to the presence in the oil of nitrogen-containing basic compounds and cations of alkali, alkaline earth metals and their complexes), therefore, the residual amounts of hydrogen sulfide are difficult to be blown out of the oil by hydrocarbon gas. In this regard, for the deep purification of oil from hydrogen sulfide (to the requirements and standards of the new GOST for prepared oil), it is necessary to carry out a blow-off with a high consumption of hydrocarbon gas and at elevated temperatures, and this leads to an increase in losses (entrainment) of valuable C 4 and higher hydrocarbons, those. light gasoline fractions with stripping gas and a significant reduction in the yield of salable oil, as well as an increase in the cost of desulfurization of large volumes of stripping hydrocarbon gas. So, for example, an increase in the flow rate of stripping hydrocarbon gas from 4 m 3 / t to 20-25 m 3 / t leads to a decrease in the yield of salable oil from 98.8-98.1% to 97.3-96.7%, t. e. ~ 1.5% with a slight decrease in the residual hydrogen sulfide in the prepared oil (from 31-64 ppm to 24-57 ppm, i.e. only ~ 7 ppm).
Основная часть сероводорода, находящаяся в свободном (молекулярном) состоянии, сравнительно легко отдувается из нефти при небольших расходах углеводородного газа, при которых не происходит значительный унос ценных углеводородов С4 и выше отдувочным газом. При последующей доочистке нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов введением в нее оптимальных количеств нейтрализаторов и/или окислителя практически исключается дальнейший унос углеводородов С4 и выше из нефти, в результате сохраняется высокий выход товарной нефти и достигается снижение остаточного содержания сероводорода и легких меркаптанов до уровня современных требований. Очистка нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов происходит за счет их взаимодействия в среде нефти с вводимыми реагентами-нейтрализаторами с образованием нелетучих, менее токсичных и некоррозионных сераорганических соединений - аминотиолов и аминосульфидов, растворимых в нефти и остающихся в составе подготовленной нефти в качестве бактерицида и ингибитора коррозии. Согласно результатам проведенных испытаний образующиеся продукты обладают свойствами, подавляющими рост сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и ингибирующими сероводородную коррозию в нефтепромысловых средах. При проведении процесса с введением в нефть окислителя - сжатого воздуха - доочистка ее от сероводорода происходит за счет его каталитического окисления растворенным кислородом воздуха с образованием в основном элементарной серы, которая в присутствии в качестве катализатора вышеуказанных аминов взаимодействует с содержащимися в нефти меркаптанами, в т.ч. легкими метил- и этилмеркаптанами с образованием высококипящих, менее токсичных и некоррозионных ди- и полисульфидов.The main part of the hydrogen sulfide, which is in a free (molecular) state, is relatively easily blown out of oil at low flow rates of hydrocarbon gas, at which significant removal of valuable hydrocarbons With 4 and higher by stripping gas does not occur. Subsequent refining of the oil from the residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans by introducing the optimal amount of neutralizers and / or oxidizing agent into it, further entrainment of C 4 and higher hydrocarbons from the oil is practically eliminated, as a result, a high yield of salable oil is maintained and the residual content of hydrogen sulfide and light mercaptans is reduced to level of modern requirements. Oil purification from residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans occurs due to their interaction in the oil medium with introduced neutralizing reagents with the formation of non-volatile, less toxic and non-corrosive organo-sulfur compounds - aminothiols and amino sulfides, which are soluble in oil and remain in the composition of the prepared oil as a bactericide and corrosion inhibitor. According to the results of the tests, the resulting products have properties that inhibit the growth of sulfate-reducing bacteria (SBB) and inhibit hydrogen sulfide corrosion in oilfield environments. When carrying out the process with the introduction of an oxidizing agent - compressed air - into the oil, its purification from hydrogen sulfide occurs due to its catalytic oxidation with dissolved oxygen in the air with the formation of mainly elemental sulfur, which, in the presence of the above amines as a catalyst, interacts with mercaptans contained in the oil, in t. h light methyl and ethyl mercaptans with the formation of high-boiling, less toxic and non-corrosive di- and polysulfides.
Следует указать, что проведение процесса очистки высокосернистой нефти только нейтрализацией или окислением сероводорода и меркаптанов без предварительного удаления основного количества содержащегося сероводорода отдувкой газом требует чрезмерно большого расхода применяемых реагентов, приводит к загрязнению подготовленной нефти образующимися в больших количествах аминосоединениями или коррозионной элементарной серой, и поэтому экономически нецелесообразно. It should be noted that carrying out the refining process of sour crude oil only by neutralizing or oxidizing hydrogen sulfide and mercaptans without first removing the bulk of the hydrogen sulfide contained by gas blowing requires an excessively high consumption of reagents used, leads to contamination of the prepared oil with large quantities of amine compounds or corrosive elemental sulfur, and therefore economically impractical.
Предлагаемое оптимальное количество вводимых реагентов связано со стехиометрией протекающих реакций взаимодействия с сероводородом, меркаптанами и установлено экспериментально. Выдерживание реакционной смеси при температурах 10-70oС является оптимальным, т.к. при температуре ниже 10oС снижается скорость протекающих реакций нейтрализации легких меркаптанов и увеличивается необходимое время выдержки (более 60 минут), а повышение температуры до выше 70oС экономически нецелесообразно. Наиболее предпочтительно проведение процессов отдувки и нейтрализации сероводорода при температурах 40-60oС. При этих температурах для нейтрализации остаточного сероводорода достаточно выдерживание смеси в течение 5-30 минут. Давление выдержки не оказывает существенного влияния на протекание реакций нейтрализации, и выдерживание смеси под давлением выше 0,1 МПа требуется только в случае проведения процесса с введением в качестве окислителя сжатого воздуха для обеспечения растворения вводимого кислорода воздуха в очищаемой нефти.The proposed optimal amount of introduced reagents is associated with the stoichiometry of the ongoing reactions of interaction with hydrogen sulfide, mercaptans and has been established experimentally. Maintaining the reaction mixture at temperatures of 10-70 o With is optimal, because at a temperature below 10 o C, the rate of ongoing reactions of neutralization of light mercaptans decreases and the required holding time increases (more than 60 minutes), and raising the temperature to above 70 o C is not economically feasible. Most preferably, the processes of blowing and neutralizing hydrogen sulfide at temperatures of 40-60 o C. At these temperatures, to neutralize the residual hydrogen sulfide, it is sufficient to keep the mixture for 5-30 minutes. The holding pressure does not have a significant effect on the course of neutralization reactions, and holding the mixture under pressure above 0.1 MPa is required only if the process is introduced using compressed air as an oxidizing agent to ensure dissolution of the introduced oxygen in the oil being purified.
Целесообразность проведения отдувки предварительно очищенным от сероводорода углеводородным газом обусловлена тем, что при использовании очищенного газа 55-87%-ная степень удаления сероводорода из нефти достигается при сравнительно небольших расходах отдувочного газа и, следовательно, при меньшем уносе ценных углеводородов С4 и выше с отдувочным газом, в результате чего снижаются потери нефти при отдувке и обеспечивается высокий выход товарной нефти. Следует указать, что удаление основного количества (55% и более) сероводорода может быть достигнуто и при использовании для отдувки неочищенного углеводородного газа, в частности относительно сухого газа первой ступени сепарации, имеющего достаточно высокое давление для подачи на отдувку и содержащего сероводород в сравнительно низких концентрациях. Однако это достигается при сравнительно больших расходах неочищенного отдувочного газа (более 15-20 м3/м3 нефти) и, следовательно, приводит к увеличению потерь нефти при отдувке и снижению выхода товарной нефти. Целесообразность проведения сероочистки отдувочного углеводородного газа именно вышеуказанными известными способами обусловлена их сравнительной простотой и приемлемостью для осуществления в промысловых условиях. На существующих установках подготовки сероводородсодержащей нефти, где уже имеется установка аминовой сероочистки газов сепарации (или подведен газопровод очищенного нефтяного или природного газа), на отдувку целесообразно подать имеющийся очищенный нефтяной или природный газ, в результате чего отпадает необходимости строительства новой установки сероочистки отдувочного газа.The feasibility of stripping with pre-purified hydrocarbon gas from hydrogen sulfide is due to the fact that when using purified gas, a 55-87% degree of removal of hydrogen sulfide from oil is achieved at relatively low costs of stripping gas and, therefore, with less entrainment of valuable hydrocarbons C 4 and higher with stripping gas, resulting in reduced oil loss during blowing and provides a high yield of salable oil. It should be noted that the removal of the main amount (55% or more) of hydrogen sulfide can also be achieved by using crude hydrocarbon gas for blowing, in particular with respect to the dry gas of the first separation stage, which has a sufficiently high pressure for supply to the blower and containing hydrogen sulfide in relatively low concentrations . However, this is achieved with a relatively large consumption of untreated stripping gas (more than 15-20 m 3 / m 3 oil) and, therefore, leads to an increase in oil losses during blowing and a decrease in the yield of salable oil. The desirability of carrying out desulfurization of stripping hydrocarbon gas precisely by the above known methods is due to their comparative simplicity and acceptability for implementation in commercial conditions. At existing hydrogen sulfide-containing oil treatment plants, where there is already an installation for amine sulfur treatment of separation gases (or a pipeline of refined petroleum or natural gas has been supplied), it is advisable to supply the existing purified petroleum or natural gas for stripping, as a result of which there is no need to build a new plant for the purification of sulfur dioxide.
Предлагаемый способ иллюстрируется принципиальной технологической схемой установки, приведенной на чертеже. The proposed method is illustrated by the basic technological scheme of the installation shown in the drawing.
Установка включает подающий трубопровод 1 сырой нефти, нефтегазовый сепаратор 2 первой ступени, трубопровод 3 отбора газа, установку 4 сероочистки газа (УСГ), сепаратор 5 второй ступени, установку 6 обезвоживания и обессоливания нефти (УОН), сепаратор 7 горячей ступени, десорбционную колонну (десорбер) 8 для отдувки газом, трубопровод 9 с расходомером для подачи очищенного газа на отдувку, трубопровод 10 для отвода газов отдувки, смесительное устройство 11, емкость 12 для азотсодержащего основного реагента (амина), дозировочные насосы 13 и 14, емкость 15 для альдегида (формалина), трубопровод 16 для ввода окислителя (сжатого воздуха), трубопровод 17 для реакционной смеси, емкость 18 для выдержки реакционной смеси, трубопровод 19 для возврата реагента в смеситель, сепаратор 20, трубопровод 21 для отвода отработанного воздуха, трубопровод 22 для отвода отделенного раствора реагента и трубопровод 23 для отбора товарной нефти. The installation includes a
Способ в преимущественном варианте осуществляют следующим образом. The method in the preferred embodiment is as follows.
Сырую сероводород- и меркаптансодержащую обводненную нефть по трубопроводу 1 подают в сепаратор 2 первой ступени и газ, отобранный из сепаратора, по трубопроводу 3 высокого давления направляют на УСГ 4, в которой проводят очистку газа от сероводорода путем контактирования с регенерируемым раствором этаноламина или хелатного соединения железа, или с нерегенерируемым поглотительным раствором на основе формалина и моноэтаноламина. Затем нефть через сепаратор 5 второй ступени (или непосредственно из сепаратора 2) поступает на УОН 6, в которой осуществляется подогрев нефтяной эмульсии, процесс деэмульсации и сброс пластовой воды, и в сепаратор 7 горячей ступени, где от нефти отделяются газообразные углеводороды, выделившиеся в процессе нагрева сырой нефти. Нефть с горячей ступени сепарации (или непосредственно из сепаратора 5 в случае подготовки необводненной нефти) подают в десорбер 8, в нижнюю часть которого по трубопроводу 9 на отдувку подают измеренное количество очищенного углеводородного газа. Отдувку углеводородным газом проводят при температуре 20-70oС и давлении 0,1-0,6 МПа, предпочтительно при 25-70oС и 0,105-0,25 МПа.Crude hydrogen sulfide and mercaptan-containing flooded oil is fed through a
Для сокращения потерь нефти (уноса ценных углеводородов С4 и выше) с отдувочным газом, отводимым по трубопроводу 10, и обеспечения высокого выхода товарной нефти отдувку углеводородным газом ведут до достижения 55-87%-ной степени удаления (десорбции) содержащегося сероводорода, т.е. газ на отдувку подают в количестве, обеспечивающем лишь 55-87%-ную степень очистки нефти от сероводорода. При этом степень удаления сероводорода определяют по результатам периодических анализов нефти на содержание сероводорода на входе и выходе из десорбера 8 (или на входе и выходе из концевого сепаратора в случае проведения отдувки в концевой ступени сепарации) и регулируют расходом углеводородного газа, подаваемого на отдувку. Очищенный газ на отдувку предпочтительно подают из расчета 2,5-12 м3/м3 нефти, при котором в интервале температур 25-70oС достигается удаление основного количества (до 90%) сероводорода. Частично очищенную нефть из куба десорбера 8 подают в проточное смесительное устройство 11, на входе в которое в поток нефти из емкости 12 с помощью дозировочного насоса 13 вводят азотсодержащий основной реагент, преимущественно водорастворимый органический амин, а с помощью насоса 14 из емкости 15 вводят альдегидсодержащий продукт, преимущественно формалин, предпочтительно взятые из расчета 0,6-1,5 моль амина и 1,2-3 моль формальдегида на 1 моль остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов. При подготовке нефти с высоким содержанием сероводорода и меркаптанов для снижения расхода применяемого альдегида в нефть дополнительно вводят окислитель, преимущественно сжатый воздух, предпочтительно взятый из расчета 1-3 моль кислорода на 1 моль остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов. Следует указать, что предлагаемый способ допускает также введение в нефть окислителя - сжатого воздуха - или 20-50%-ного раствора пероксида водорода взамен альдегидсодержащего продукта, т.е. названный технический результат достигается также введением в нефть азотсодержащего основного реагента (амина или аммиака) и окислителя (сжатого воздуха или раствора пероксида водорода). В этом случае для ускорения окисления остаточных сероводорода и легких меркаптанов в нефть дополнительно вводят (в схеме не указано) катализатор - водный или водно-щелочной раствор вышеуказанных соли или комплекса металла переменной валентности, предпочтительно взятый из расчета 0,1-1 г ионов металла на 1 т нефти. В проточном смесительном устройстве 11, например, представляющем собой центробежный нефтяной насос и/или диафрагменный смеситель (колонну с ситчатыми тарелками), эмульсионный клапан или роторный смеситель типа ПРГ, происходит эффективное смешение нефти с введенными реагентами и при дальнейшем движении смеси по трубопроводу 17, последующем выдерживании ее в емкости 18 под давлением 0,15-1,5 МПа при 10-70oС в течение 5-60 минут протекают вышеуказанные реакции нейтрализации и/или каталитического окисления сероводорода и легких меркаптанов. Для уменьшения расхода реагентов часть отделенного водного раствора (или нижней водонефтяной эмульсии) из куба емкости 18 по трубопроводу 19 возвращают в смесительное устройство 11 для повторного использования. Далее нефть с остаточными количествами эмульгированных реагентов и растворенного воздуха поступает в сепаратор 20, где происходит сепарация очищенной нефти от отработанного воздуха (азота) за счет снижения давления до близкого к атмосферному (0,1-0,11 МПа), а также отстой водного раствора реагентов в виде подтоварной воды. В сепараторе 20 вместе с отработанным воздухом (азотом) из нефти отделяются (отдуваются) также легкие углеводороды - метан и этан, растворенные в десорбере 8 при отдувке газом, и тем самым обеспечивается более глубокая стабилизация очищенной нефти (в сравнении с известным способом), т.е. в описываемом варианте осуществления способа аппарат 20 фактически является концевым сепаратором. Отработанный воздух отводится по трубопроводу 21 и направляется в технологическую печь УОН (или на свечу) на сжигание содержащихся примесей легких углеводородов. Отделенный водный раствор реагентов отводится из куба сепаратора 20 по трубопроводу 22 и частично возвращается в смесительное устройство 11 для повторного использования. Подготовленная к транспорту очищенная товарная нефть отводится по трубопроводу 23.To reduce oil losses (entrainment of valuable hydrocarbons With 4 and higher) with the stripping gas discharged through the
Предлагаемый способ апробирован в лабораторных условиях и иллюстрируется следующими конкретными, но не ограничивающими его примерами. The proposed method is tested in laboratory conditions and is illustrated by the following specific, but not limiting examples.
Пример 1. Сероводородсодержащую нефть из сепаратора горячей ступени сепарации с концентрацией сероводорода 0,08 мас.% (800 мг/кг), меркаптановой серы 0,155 мас.%, в т.ч. легких метил- и этилмеркаптанов 0,013 мас.%, загружают в термостатированную десорбционную колонку, снабженную пористой перегородкой для равномерного распределения подаваемого отдувочного газа по сечению десорбера и насадкой из стеклянных колец Рашига. Затем в куб десорбера через газовые часы подают на отдувку предварительно очищенный от сероводорода углеводородный газ (метан) с объемной скоростью ~100 ч-1. Сероводородсодержащий отдувочный газ с верха десорбера пропускают через склянку Дрекселя с 20%-ным водным раствором щелочи для поглощения отдуваемого из нефти сероводорода. Отдувку очищенным углеводородным газом ведут при температуре 40oС и давлении 0,1 МПа до достижения 60%-ной степени удаления содержащегося сероводорода, которую определяют периодическим анализом пробы нефти из десорбера на содержание остаточного сероводорода методом потенциометрического титрования по ГОСТ 17323-71.Example 1. Hydrogen sulfide-containing oil from the separator of the hot separation stage with a concentration of hydrogen sulfide 0.08 wt.% (800 mg / kg), mercaptan sulfur 0.155 wt.%, Including light methyl and ethyl mercaptans 0.013 wt.%, loaded into a thermostatic desorption column equipped with a porous baffle for uniform distribution of the supplied stripping gas over the cross section of the stripper and a nozzle of glass rings Raschig. Then, a hydrocarbon gas (methane), previously purified from hydrogen sulfide, is supplied to the stripper cube through a gas clock at a space velocity of ~ 100 h -1 . Hydrogen sulfide-containing stripping gas from the top of the stripper is passed through a Drexel flask with a 20% aqueous alkali solution to absorb hydrogen sulfide blown out of the oil. Purging with purified hydrocarbon gas is carried out at a temperature of 40 o C and a pressure of 0.1 MPa until a 60% degree of removal of hydrogen sulfide is achieved, which is determined by periodic analysis of an oil sample from the stripper for the content of residual hydrogen sulfide by potentiometric titration according to GOST 17323-71.
После проведения отдувки частично очищенную нефть из десорбера загружают в реакционную колбу и вводят моноэтаноламин (МЭА по ТУ 6-02-915-84) и 37%-ный раствор формальдегида (формалин по ГОСТ 1625-89), взятые из расчета 1,2 моль амина и 2,3 моль альдегида на 1 моль остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов. Затем реакционную смесь перемешивают на магнитной мешалке при температуре 40oС и давлении 0,1 МПа. После перемешивания в течение 30 минут проводят количественный анализ очищенной нефти на содержание сероводорода и меркаптанов.After blowing, partially refined oil from the stripper is loaded into the reaction flask and monoethanolamine (MEA according to TU 6-02-915-84) and a 37% formaldehyde solution (formalin according to GOST 1625-89) are taken, taken at the rate of 1.2 mol amine and 2.3 mol of aldehyde per 1 mol of residual hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans. Then the reaction mixture is stirred on a magnetic stirrer at a temperature of 40 o C and a pressure of 0.1 MPa. After stirring for 30 minutes, a quantitative analysis of the purified oil for the content of hydrogen sulfide and mercaptans is carried out.
Условия и результаты опыта приведены в таблице. The conditions and results of the experiment are shown in the table.
Примеры 2-10. Опыты проводят аналогично примеру 1 с использованием сероводородсодержащей нефти из сепаратора горячей ступени с концентрацией сероводорода 0,08 мас. % и легких метил-, этилмеркаптанов 0,013 мас.%, но с введением в частично очищенную нефть диэтиламина (ДЭА, пример 2), дибутиламина (ДБА, пример 3), 60%-ного водного раствора диэтаноламина (ДЭА, пример 4), триэтиламина (ТЭА, пример 5), N,N-диметилпропилендиамина (ДМПД, пример 6), 60%-ного водного раствора моноэтаноламина (МЭА, примеры 7 и 8), диэтилентриамина (пример 9) и 25%-ного водного раствора аммиака (пример 10). Examples 2-10. The experiments are carried out analogously to example 1 using hydrogen sulfide-containing oil from a hot stage separator with a concentration of hydrogen sulfide of 0.08 wt. % and light methyl-, ethyl mercaptans 0.013 wt.%, but with the introduction of partially purified oil diethylamine (DEA, example 2), dibutylamine (DBA, example 3), 60% aqueous solution of diethanolamine (DEA, example 4), triethylamine (TEA, example 5), N, N-dimethylpropylenediamine (DMPD, example 6), 60% aqueous solution of monoethanolamine (MEA, examples 7 and 8), diethylene triamine (example 9) and 25% aqueous ammonia (example 10).
При этом в примерах 2-4, 6 и 7 в качестве альдегидсодержащего продукта в нефть вводят 37%-ный раствор формальдегида (формалин), а в примере 8 - параформальдегид (параформ) в виде предварительно приготовленного раствора в 60%-ном водном растворе МЭА. Причем в примере 2 в качестве окислителя в нефть дополнительно вводят сжатый воздух, взятый из расчета 1 моль кислорода воздуха на 1 моль остаточного сероводорода. В примере 5 в качестве окислителя в нефть вводят сжатый воздух, а в примерах 9 и 10 30%-ный раствор пероксида водорода, взятый из расчета 3 моль на 1 моль остаточных сероводорода и метил-, этилмеркаптанов. В примерах 9 и 10 в качестве катализатора окисления в нефть дополнительно вводят 10%-ный водный раствор сульфата меди, взятый из расчета 0,5 г ионов меди на 1 т нефти. В примерах 6 и 7 отдувку очищенным углеводородным газом проводят при температуре 25oС до достижения 60%-ной степени удаления сероводорода, а в примерах 8-10 - при 70oС до достижения 87%-ной степени удаления содержащегося сероводорода.Moreover, in examples 2-4, 6 and 7, a 37% formaldehyde solution (formalin) is introduced into the oil as an aldehyde-containing product, and in example 8, paraformaldehyde (paraform) in the form of a pre-prepared solution in a 60% aqueous MEA solution . Moreover, in example 2, as an oxidizing agent, compressed air is additionally introduced into the oil, taken from the calculation of 1 mol of air oxygen per 1 mol of residual hydrogen sulfide. In example 5, compressed air is introduced into the oil as an oxidizing agent, and in examples 9 and 10, a 30% hydrogen peroxide solution, taken at the rate of 3 mol per 1 mol of residual hydrogen sulfide and methyl, ethyl mercaptans. In examples 9 and 10, an additional 10% aqueous solution of copper sulfate, taken from the calculation of 0.5 g of copper ions per 1 ton of oil, is additionally introduced into the oil as an oxidation catalyst. In examples 6 and 7, purging with purified hydrocarbon gas is carried out at a temperature of 25 ° C. until a 60% degree of removal of hydrogen sulfide is achieved, and in Examples 8-10, at 70 ° C. until a 87% degree of removal of hydrogen sulfide is achieved.
Условия и результаты опытов приведены в таблице. The conditions and results of the experiments are shown in the table.
Данные, представленные в таблице, показывают, что проведение процесса предлагаемым способом позволяет значительно уменьшить остаточное содержание сероводорода (до 5 ppm и менее) и одновременно легких метил-, этилмеркаптанов (до 30 ppm и менее) в подготовленной товарной нефти при сравнительно низких расходах углеводородного газа (2,8-12 м3/м3 нефти), подаваемого на отдувку, следовательно, снизить потери ценных углеводородов С4 и выше с отдувочным газом и тем самым сохранить высокий выход товарной нефти.The data presented in the table show that the process by the proposed method can significantly reduce the residual content of hydrogen sulfide (up to 5 ppm or less) and at the same time light methyl, ethyl mercaptans (up to 30 ppm or less) in the prepared crude oil at relatively low consumption of hydrocarbon gas (2.8-12 m 3 / m 3 of oil) supplied to the stripping, therefore, to reduce the loss of valuable hydrocarbons With 4 and higher with stripping gas and thereby maintain a high yield of salable oil.
Использование предлагаемого способа позволит
- получить товарную нефть с низким остаточным содержанием сероводорода и легких меркаптанов, соответствующую по их содержанию требованиям нового ГОСТ на нефть, при сохранении ее высокого выхода;
- уменьшить сероводородную коррозию нефтепроводов и оборудования, увеличить срок их безаварийной службы и предотвратить загрязнение окружающей среды высокотоксичными сернистыми соединениями при транспортировке, хранении сернистых нефтей и газоконденсатов.Using the proposed method will allow
- to obtain marketable oil with a low residual content of hydrogen sulfide and light mercaptans, corresponding in their content to the requirements of the new GOST for oil, while maintaining its high yield;
- reduce the hydrogen sulfide corrosion of oil pipelines and equipment, increase the period of their trouble-free service and prevent environmental pollution by highly toxic sulfur compounds during transportation, storage of sulfur oils and gas condensates.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002118142A RU2218974C1 (en) | 2002-07-05 | 2002-07-05 | A method of preparation of hydrogen sulfide- and mercaptan-bearing petroleum for transportation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002118142A RU2218974C1 (en) | 2002-07-05 | 2002-07-05 | A method of preparation of hydrogen sulfide- and mercaptan-bearing petroleum for transportation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2218974C1 true RU2218974C1 (en) | 2003-12-20 |
| RU2002118142A RU2002118142A (en) | 2004-02-20 |
Family
ID=32066887
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002118142A RU2218974C1 (en) | 2002-07-05 | 2002-07-05 | A method of preparation of hydrogen sulfide- and mercaptan-bearing petroleum for transportation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2218974C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2462295C2 (en) * | 2007-06-27 | 2012-09-27 | Твистер Б.В. | Hydrogen sulphide removal from natural gas flow |
| CN104711023A (en) * | 2015-03-11 | 2015-06-17 | 郝天臻 | Treatment method for liquefied petroleum gas sweetening tail gas and alkaline residues and special equipment used in method |
| RU2578155C1 (en) * | 2015-01-29 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation for treatment of oil containing hydrogen sulphide |
| MD4420C1 (en) * | 2012-06-26 | 2017-02-28 | Оп "Matricon" Ооо | Use of dark heavy oil components as a catalyst in the oxidative purification of hydrocarbonic compositions from hydrogen sulphide and light mercaptans and process for purification of hydrocarbonic compositions |
-
2002
- 2002-07-05 RU RU2002118142A patent/RU2218974C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2462295C2 (en) * | 2007-06-27 | 2012-09-27 | Твистер Б.В. | Hydrogen sulphide removal from natural gas flow |
| MD4420C1 (en) * | 2012-06-26 | 2017-02-28 | Оп "Matricon" Ооо | Use of dark heavy oil components as a catalyst in the oxidative purification of hydrocarbonic compositions from hydrogen sulphide and light mercaptans and process for purification of hydrocarbonic compositions |
| RU2578155C1 (en) * | 2015-01-29 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation for treatment of oil containing hydrogen sulphide |
| CN104711023A (en) * | 2015-03-11 | 2015-06-17 | 郝天臻 | Treatment method for liquefied petroleum gas sweetening tail gas and alkaline residues and special equipment used in method |
| CN104711023B (en) * | 2015-03-11 | 2016-07-27 | 河北精致科技有限公司 | Liquid gas sweetening tail gas and dreg control method and special equipment thereof |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2002118142A (en) | 2004-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2364768B1 (en) | Method of scavenging hydrogen sulfide and/or mercaptans using triazines | |
| US5674377A (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon | |
| CA2661124C (en) | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers | |
| AU619375B2 (en) | Composition and method for sweetening hydrocarbons | |
| US7144555B1 (en) | Method and apparatus for hydrogen sulphide removal | |
| US7682520B2 (en) | Composition and method for chelated scavenging compounds | |
| KR20080075167A (en) | Functional fluid and a process for the preparation of the functional fluid | |
| CN104736222A (en) | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids | |
| CN111356514A (en) | Composition and method for eliminating hydrogen sulfide and mercaptan | |
| US7459012B2 (en) | Solution and method for scavenging sulphur compounds | |
| RU2220756C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process | |
| JP6586529B2 (en) | Hydrogen sulfide scavenging additive composition and method of use thereof | |
| RU2218974C1 (en) | A method of preparation of hydrogen sulfide- and mercaptan-bearing petroleum for transportation | |
| RU2269567C1 (en) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions | |
| RU2196804C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing oil treatment process | |
| RU2283856C2 (en) | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process | |
| WO2018009095A1 (en) | Method for stripping hydrogen sulphide and mercaptans from hydrocarbon media | |
| RU2230095C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil | |
| RU2262975C1 (en) | Method of preparation of hydrogen sulfide-containing oil | |
| RU2275415C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing oil treatment process | |
| RU2641910C1 (en) | Process of cleaning hydrocarbon media from h2s and/or mercaptanes | |
| US20090145849A1 (en) | Solution and method for scavenging sulphur compounds | |
| RU2387695C1 (en) | Oil refining unit (versions) | |
| RU2753752C1 (en) | Composition for neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in hydrocarbon media | |
| RU2269566C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200706 |