RU2220756C2 - Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process - Google Patents
Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process Download PDFInfo
- Publication number
- RU2220756C2 RU2220756C2 RU2002112350/15A RU2002112350A RU2220756C2 RU 2220756 C2 RU2220756 C2 RU 2220756C2 RU 2002112350/15 A RU2002112350/15 A RU 2002112350/15A RU 2002112350 A RU2002112350 A RU 2002112350A RU 2220756 C2 RU2220756 C2 RU 2220756C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- oil
- gas
- ethanolamine
- hydrocarbon gas
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
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 for 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 м3на 1 м3 нефти, поступающей на концевую ступень сепарации (авт. свид. СССР 1431798, В 01 D 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, 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, 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. Ж. "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 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 SP and others. The main directions of development of technology for oil purification from hydrogen sulfide. J. "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 contained hydrogen sulfide, leads to a significant decrease in the yield of salable oil from for increasing losses of valuable hydrocarbons With 4 and above 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 is not provided for the effective purification of oil from light mercaptans, 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 D 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. At the same time, the separation gas from hydrogen sulfide is purified 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 the generated elemental sulfur from the 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 (ГОСТ Р 51858-2002 "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 content of hydrogen sulfide 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 total - 40 ppm (GOST R 51858-2002 "Oil. General technical conditions." M. : Gosstandart of the Russian Federation, 2002). In addition, this method involves the use of a sufficiently complex process for the field treatment of hydrocarbon gas desulfurization under field conditions by the direct catalytic oxidation of hydrogen sulfide by 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 with ethanolamine solutions.
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 the 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 MPC m. 9 • 10 -6 mg / m 3 , maximum permissible concentration 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 separation gases direct catalytic oxidation of hydrogen sulfide by atmospheric oxygen.
Названный технический результат достигается описываемым способом подготовки сероводородсодержащей нефти, включающим ее многоступенчатую сепарацию и отдувку углеводородным газом, в котором отдувку углеводородным газом ведут при давлении 0,1-0,6 МПа до достижения не более 90%-ной степени удаления содержащегося в нефти сероводорода, после чего в нефть при перемешивании вводят монометанолэтаноламин и/или диметанолэтаноламин - продукты взаимодействия моноэтаноламина с формальдегидом, полученную смесь выдерживают при температуре 10-70oС в течение не менее 5 минут.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, in which blow-off with hydrocarbon gas is carried out at a pressure of 0.1-0.6 MPa to achieve no more than 90% degree of removal of hydrogen sulfide contained in the oil, after which monomethanol ethanolamine and / or dimethanol ethanolamine are introduced into the oil with stirring - the products of the interaction of monoethanolamine with formaldehyde, the resulting mixture is kept at a temperature of 10-70 o С in reading at least 5 minutes.
При этом отдувку углеводородным газом ведут в ступени сепарации низкого давления или в дополнительной десорбционной колонне при температуре 25-70oС до достижения 60-90%-ной степени удаления содержащегося в нефти сероводорода. Монометанолэтаноламин и/или диметанолэтаноламин преимущественно вводят в нефть в виде водного или водно-спиртового раствора, полученного взаимодействием моноэтаноламина с 30-40%-ным водным или водно-спиртовым раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении моноэтаноламин : формальдегид 1:(1-4) в присутствии 0,05-1,0 мас.% гидроксида щелочного металла. Причем, раствор моно- и/или диметанолэтаноламинов предпочтительно вводят в нефть из расчета 4-15 г на 1 г остаточного сероводорода. При подготовке нефти, содержащей сероводород и меркаптаны, указанный раствор вводят в нефть из расчета 4-15 г на 1 г остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов. Кроме того, в этом случае для снижения расхода применяемого реагента и интенсификации процесса в нефть дополнительно вводят сжатый воздух, взятый из расчета 0,5-1,5 моль кислорода воздуха на 1 моль остаточного сероводорода, и полученную смесь выдерживают под давлением не менее 0,15 МПа, предпочтительно 0,2-0,6 МПа.In this case, hydrocarbon gas stripping is carried out in a low pressure separation stage or in an additional desorption column at a temperature of 25-70 ° C until a 60-90% degree of removal of hydrogen sulfide contained in the oil is achieved. Monomethanol ethanolamine and / or dimethanol ethanolamine is mainly introduced into the oil in the form of an aqueous or aqueous-alcoholic solution obtained by reacting monoethanolamine with a 30-40% aqueous or aqueous-alcoholic solution of formaldehyde (formalin) in a molar ratio of monoethanolamine: formaldehyde 1: (1-4 ) in the presence of 0.05-1.0 wt.% alkali metal hydroxide. Moreover, the solution of mono- and / or dimethanol-ethanolamines is preferably introduced into the oil at a rate of 4-15 g per 1 g of residual hydrogen sulfide. When preparing oil containing hydrogen sulfide and mercaptans, this solution is introduced into the oil at the rate of 4-15 g per 1 g of residual hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans. In addition, in this case, to reduce the consumption of the reagent used and to intensify the process, compressed air is additionally introduced into the oil, taken from the calculation of 0.5-1.5 mol of air oxygen per 1 mol of residual hydrogen sulfide, and the resulting mixture is kept under pressure at least 0, 15 MPa, preferably 0.2-0.6 MPa.
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 D 53/14, опубл. БИ 13, 1995 и др.), или нерегенерируемым поглотительным раствором на основе формалина и моноэтаноламина (см. пат. РФ 2108850, В 01 D 53/14, 1998).The hydrocarbon gas used for stripping is predominantly preliminarily purified from hydrogen sulfide oil separation gas or natural gas, preferably taken at the rate 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; Sulfur processing technology natural gas. Handbook. M: Nedra, 1993. S.11-48) or an aqueous-alkaline solution of a chelated iron compound (see ed. certificate of the USSR 1287346, 01 D 53/14, publ. BI 13, 1995 and etc.), or an unregenerated absorption solution based on formalin and monoethanolamine (see pa t. RF 2108850, B 01 D 53/14, 1998).
Отличительными признаками предлагаемого способа являются проведение отдувки углеводородным газом до достижения 60-90%-ной степени удаления содержащегося сероводорода с последующей доочисткой нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов контактированием с растворами моно- и/или диметанолэтаноламинов в вышеуказанных найденных оптимальных количествах и условиях. Дополнительным отличительным признаком является дополнительное введение в нефть (после отдувки углеводородным газом) сжатого воздуха в найденном оптимальном количестве. Distinctive features of the proposed method are hydrocarbon gas stripping to achieve a 60-90% 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 solutions of mono- and / or dimethanol ethanolamines in the above optimal quantities and conditions. An additional distinguishing feature is the additional introduction into the oil (after stripping with hydrocarbon gas) of compressed air 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 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 allow to 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 desulfurization of stripping gas by direct catalytic oxidation of hydrogen sulfide by atmospheric oxygen.
Необходимость и целесообразность проведения отдувки нефти углеводородным газом только до 60-90%-ной степени удаления содержащегося сероводорода связаны с тем, что часть его (до 10-40%) 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/г 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 60-90% degree of removal of the hydrogen sulfide contained is related to the fact that part of it (up to 10-40%) 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 hydrocarbons C 4 and above, those. light gasoline fractions with stripping gas and a significant decrease 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 / g 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 (60-90%), 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 моно- и/или диметанолэтаноламинов 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 вводимым моно- и/или диметанолэтаноламином с образованием нелетучих, менее токсичных и некоррозионных сероорганических соединений - аминотиолов и аминосульфидов, растворимых в нефти и остающихся в составе подготовленной нефти в качестве бактерицида и ингибитора коррозии.The bulk of the hydrogen sulfide (60-90%), which is in a free (molecular) state, is relatively easily blown out of oil at low hydrocarbon gas flows, 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 amounts of mono- and / or dimethanol ethanolamines into it further elimination of hydrocarbons With 4 and higher from the oil is practically eliminated, as a result, a high yield of salable oil is maintained and a decrease in the residual content of hydrogen sulfide and light mercaptans is achieved up to the level of modern requirements. Refining of oil from residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans occurs due to their interaction in the oil medium with injected mono- and / or dimethanol-ethanolamine with the formation of non-volatile, less toxic and non-corrosive organosulfur compounds - aminothiols and amino sulfides, which are soluble in oil and remain in the composition of the prepared oil in as a bactericide and a corrosion inhibitor.
Согласно результатам проведенных испытаний образующиеся продукты обладают свойствами, подавляющими рост сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и ингибирующими сероводородную коррозию в нефтепромысловых средах. При проведении процесса с дополнительным введением в нефть сжатого воздуха доочистка ее от сероводорода происходит также 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. Таким образом, дополнительный ввод воздуха позволяет уменьшить расход применяемого реагента на доочистку нефти от остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов. 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 additional introduction of compressed air into the oil, its purification from hydrogen sulfide also 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, including . light methyl and ethyl mercaptans with the formation of high-boiling, less toxic and non-corrosive di- and polysulfides. Thus, the additional air inlet allows to reduce the consumption of the reagent used for the post-treatment of oil from residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans.
Следует указать, что проведение процесса очистки высокосернистой нефти нейтрализацией сероводорода и меркаптанов растворами метанолэтаноламинов без предварительного удаления основного количества сероводорода отдувкой газом требует большого расхода применяемых реагентов и приводит к загрязнению нефти образующимися в больших количествах аминосоединениями, и поэтому экономически нецелесообразно. It should be noted that the process of refining sour crude oil by neutralizing hydrogen sulfide and mercaptans with methanol ethanolamine solutions without first removing the bulk of the hydrogen sulfide by gas stripping requires a large consumption of reagents and leads to oil pollution by large quantities of amino compounds, and therefore it is not economically feasible.
Целесообразность использования в качестве реагентов именно вышеуказанных соединений обусловлена их высокой реакционной способностью и доступностью исходных компонентов для синтеза (выпускаются в промышленном масштабе). Целесообразность введения применяемых метанолэтаноламинов в виде водного раствора, полученного взаимодействием МЭА с раствором формальдегида (формалином), обусловлена их низкой термохимической устойчивостью и протеканием нежелательных побочных реакций при нагревании и перегонке. Следует указать, что в предлагаемом способе в принципе могут быть использованы и чистые метанолэтаноламины, полученные взаимодействием МЭА с безводным кристаллическим параформальдегидом. Однако это экономически нецелесообразно из-за высокой стоимости параформальдегида. The expediency of using exactly the above compounds as reagents is due to their high reactivity and the availability of the starting components for synthesis (produced on an industrial scale). The feasibility of introducing the methanol ethanolamines used in the form of an aqueous solution obtained by the interaction of MEA with a formaldehyde solution (formalin) is due to their low thermochemical stability and the occurrence of undesirable side reactions during heating and distillation. It should be noted that in the proposed method, in principle, pure methanol ethanolamines obtained by the interaction of MEA with anhydrous crystalline paraformaldehyde can also be used. However, this is not economically feasible due to the high cost of paraformaldehyde.
Получение метанолэтаноламинов (под названием "метилолэтаноламины") взаимодействием МЭА с формальдегидом при обычных температурах описано в литературе (см. пат. США 2194294, 1940 г.; Уокер Дж.Ф. Формальдегид. М.: Госхимиздат, 1957 г., с.197 и 320 и др.). Известно, что проведение реакции в присутствии щелочи при обычных температурах приводит к образованию метанолэтаноламинов (см. Хим. энциклопедия. М., 1998 г., т.5, с.492 и др.), а при повышенных температурах (60oС и выше) и в отсутствии щелочи - к образованию менее реакционоспособных циклических оксазолидина и/или триазина (см. пат. ФРГ 2635389, 1983 г. и др.). Поэтому целесообразно получение используемых метанолэтаноламинов взаимодействием МЭА с формалином в присутствии каталитических количеств щелочи, предпочтительно 0,05-1,0 мас.%, при температурах не выше 50-55oС.Obtaining methanol ethanolamines (called "methyl ethanolamines") by the interaction of MEA with formaldehyde at ordinary temperatures is described in the literature (see US Pat. No. 2,194,294, 1940; Walker, J. F. Formaldehyde. M: Goskhimizdat, 1957, p .97) and 320, etc.). It is known that carrying out the reaction in the presence of alkali at ordinary temperatures leads to the formation of methanol ethanolamines (see Chem. Encyclopedia. M., 1998, v.5, p. 492 and others), and at elevated temperatures (60 o C and above) and in the absence of alkali - to the formation of less reactive cyclic oxazolidine and / or triazine (see US Pat. Germany 2635389, 1983, etc.). Therefore, it is advisable to obtain the methanol ethanolamines used by the interaction of MEA with formalin in the presence of catalytic amounts of alkali, preferably 0.05-1.0 wt.%, At temperatures not higher than 50-55 o C.
Как показали проведенные испытания, полученные таким образом растворы метанолэтаноламинов обладают более высокими реакционной способностью по отношению к сероводороду и меркаптанам и стабильностью реакционной способности при хранении. Целесообразность использования их в виде водно-спиртового раствора связана с приданием реагенту низкотемпературных свойств для транспортирования и применения в зимнее холодное время. Дополнительное введение в водный раствор метанолэтаноламинов низшего алифатического спирта C1-C4 и/или триэтаноламина в количествах до 50% обеспечивает получение реагента с температурой застывания ниже минус 40oС. Предлагаемое оптимальное количество вводимых реагентов связано со стехиометрией протекающих реакций взаимодействия с сероводородом, меркаптанами и установлено экспериментально.As the tests showed, the methanol ethanolamine solutions thus obtained have higher reactivity with respect to hydrogen sulfide and mercaptans and stability of the reactivity during storage. The feasibility of using them in the form of a water-alcohol solution is associated with imparting low-temperature properties to the reagent for transportation and use in winter cold time. Additional introduction into an aqueous solution of methanol-ethanolamines of lower aliphatic alcohol C 1 -C 4 and / or triethanolamine in amounts up to 50% provides a reagent with a pour point below minus 40 o C. The proposed optimal amount of introduced reagents is associated with stoichiometry of ongoing reactions with hydrogen sulfide, mercaptans and established experimentally.
Выдерживание реакционной смеси при 10-70oС является оптимальным, т.к. при температуре ниже 10oС снижается скорость протекающих реакций нейтрализации легких меркаптанов и увеличивается необходимое время выдержки (более 60 мин), а повышение температуры 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 дополнительным введением сжатого воздуха для обеспечения растворения вводимого кислорода воздуха в очищаемой нефти.Maintaining the reaction mixture at 10-70 o C 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 min), and raising the temperature 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 keeping the mixture under pressure above 0.1 MPa is required only if the process is carried out with the addition of compressed air 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 60-90%-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 (60% 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 60-90% degree of removal of hydrogen sulfide from oil is achieved with relatively low costs of stripping gas and, therefore, with less entrainment of valuable hydrocarbons With 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 (60% or more) of hydrogen sulfide can be achieved by using crude hydrocarbon gas for stripping, in particular with respect to the dry gas of the first separation stage, which has a sufficiently high pressure for supply to the stripper and containing hydrogen sulfide in relatively low concentrations . However, this is achieved with a relatively high consumption of untreated stripping gas (more than 15-20 m 3 / m 3 of oil) and, therefore, leads to an increase in oil losses during blow-off 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. In existing treatment plants for hydrogen sulfide-containing oil, where there is already an installation for the amine desulfurization of separation gases (or a pipeline for refined petroleum or natural gas has been supplied), it is advisable to supply the existing refined petroleum or natural gas for stripping, as a result of which there is no need to build a new plant for desulfurization of stripping gas.
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 раствора метанолэтаноламина, дозировочный насос 13, трубопровод 14 для ввода сжатого воздуха, трубопровод 15 для реакционной смеси, емкость 16 для выдержки реакционной смеси, трубопровод 17 для возврата реагента в смеситель, сепаратор 18, трубопровод 19 для отвода отработанного воздуха, трубопровод 20 для отвода отделенного раствора реагента и трубопровод 21 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 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 из 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 25-70oС и давлении 0,1-0,6 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 60-90%-ной степени удаления (десорбции) содержащегося сероводорода, т.е. газ на отдувку подают в количестве, обеспечивающем лишь 60-90%-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 концевом сепараторе) и регулируют расходом углеводородного газа, подаваемого на отдувку. To reduce oil losses (entrainment of valuable hydrocarbons С4 and higher) with stripping gas discharged through
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 (60-90%) 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 раствор моно- и/или диметанолэтаноламина, предпочтительно взятый из расчета 4-15 г на 1 г остаточных сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов. При подготовке нефти с аномально высоким содержанием сероводорода и меркаптанов в нефть по трубопроводу 14 дополнительно вводят сжатый воздух, взятый из расчета 0,5-1,5 моль кислорода на 1 моль остаточного сероводорода.The purified gas for blowing is preferably supplied at the rate of 2.5-12 m 3 / m 3 of oil, in which in the temperature range 25-70 o C the main amount (60-90%) of hydrogen sulfide is removed. Partially refined oil from the bottom of the
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 15, последующем выдерживании ее в емкости 16 под давлением 0,15-0,6 МПа при 10-70oС в течение 5-60 минут протекают вышеуказанные реакции нейтрализации и каталитического окисления сероводорода и легких меркаптанов. Для уменьшения расхода реагентов часть отделенного водного раствора (или нижней водонефтяной эмульсии) из куба емкости 16 по трубопроводу 17 возвращают в смесительное устройство 11 для повторного использования.In a flow-through mixing device 11, for example, which is a centrifugal oil pump and / or diaphragm mixer (a column with sieve plates), an emulsion valve or a rotary mixer of the PRG type, oil is effectively mixed with introduced reagents and with further movement of the mixture through
Далее нефть с остаточными количествами эмульгированных реагентов и растворенного воздуха поступает в сепаратор 18, 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 18 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 18 фактически является концевым сепаратором. Отработанный воздух отводится по трубопроводу 19 и направляется в технологическую печь УОН (или на свечу) на сжигание содержащихся примесей легких углеводородов. Отделенный водный раствор реагентов отводится из куба сепаратора 18 по трубопроводу 20 и частично возвращается в смесительное устройство 11 для повторного использования. Подготовленная к транспорту очищенная товарная нефть отводится по трубопроводу 21. Further, the oil with residual amounts of emulsified reagents and dissolved air enters the separator 18, where the purified oil is separated from the exhaust air (nitrogen) by reducing the pressure to close to atmospheric (0.1-0.11 MPa), as well as the sediment of the aqueous solution reagents in the form of bottom water. In the separator 18, along with the exhaust air - nitrogen, light hydrocarbons (methane and ethane), dissolved in
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 маc.% (800 мг/кг), меркаптановой серы 0,155 маc.%, в т.ч. легких метил- и этилмеркаптанов 0,013 маc.%, загружают в термостатированную десорбционную колонку, снабженную пористой перегородкой для равнономерного 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 a separator of a 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 cube of the stripper 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. Purge 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 водный раствор диметанолэтаноламина, полученный взаимодействием моноэтаноламина (МЭА по ТУ 6-02-915-84) с 37%-ным раствором формальдегида (формалин по ГОСТ 1625-89) в мольном соотношении 1:2,1 в присутствии 0,3 мас.% щелочи (NaOH) в качестве катализатора реакции, взятый из расчета 8 г раствора на 1 г остаточных сероводорода и 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 an aqueous solution of dimethanol ethanolamine obtained by reacting monoethanolamine (MEA according to TU 6-02-915-84) with a 37% solution of formaldehyde (formalin according to GOST 1625-89) in molar is introduced the ratio of 1: 2.1 in the presence of 0.3 wt.% alkali (NaOH) as a reaction catalyst, taken from the calculation of 8 g of solution per 1 g of residual hydrogen sulfide and 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 2-7. Опыты проводят аналогично примеру 1 с использованием сероводородсодержащей нефти из сепаратора горячей ступени с концентрацией сероводорода 0,08 маc.% и легких метил-, этилмеркаптанов 0,013 маc.%, но с введением в частично очищенную нефть воднометанольного раствора моно- и/или диметилэтаноламина, полученных каталитическим взаимодействием МЭА с 40%-ным водно-метанольным раствором формальдегида (формалин метанольный по ТУ 38.602-09-43-92) в мольном соотношении 1:1,2 (пример 2), 1:2,1 (примеры 3 и 4), 1:2,5 (примеры 5), 1:3 (пример 6) и 1:4 (пример 7). Причем в примере 7 в полученный раствор (в реакционную смесь) дополнительно вводят триэтаноламин в количестве 35 маc. % (для придания ему необходимых низкотемпературных свойств). В примере 2 в качестве окислителя в нефть дополнительно вводят воздух, взятый из расчета 1,2 моль кислорода воздуха на 1 моль остаточного сероводорода. В примере 6 отдувку очищенным углеводородным газом проводят при температуре 25oС до достижения 60%-ной степени удаления сероводорода, а в примере 7 - при 70oС до достижения 90%-ной степени удаления содержащегося сероводорода.Examples 2-7. The experiments are carried out analogously to example 1 using a 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 a partially-purified oil of an aqueous methanol solution of mono- and / or dimethylethanolamine obtained catalytic interaction of MEA with a 40% aqueous methanol solution of formaldehyde (methanol formalin according to TU 38.602-09-43-92) in a molar ratio of 1: 1.2 (example 2), 1: 2.1 (examples 3 and 4) , 1: 2.5 (examples 5), 1: 3 (example 6) and 1: 4 (example 7). Moreover, in example 7, triethanolamine in an amount of 35 wt. Is additionally added to the resulting solution (in the reaction mixture). % (to give it the necessary low temperature properties). In example 2, air is additionally introduced into the oil as an oxidizing agent, taken at the rate of 1.2 mol of oxygen in air per 1 mol of residual hydrogen sulfide. In example 6, 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 Example 7, at 70 ° C. until a 90% 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 (2,8-10 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 carrying out 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 (2.8-10 m 3 / m 3 oil) supplied to the blow-off, therefore, to reduce the loss of valuable hydrocarbons With 4 and higher with the blow-off 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 with highly toxic sulfur compounds during transportation, storage of sulfur oils and gas condensates.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002112350/15A RU2220756C2 (en) | 2002-05-07 | 2002-05-07 | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002112350/15A RU2220756C2 (en) | 2002-05-07 | 2002-05-07 | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002112350A RU2002112350A (en) | 2002-12-10 |
| RU2220756C2 true RU2220756C2 (en) | 2004-01-10 |
Family
ID=32091087
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002112350/15A RU2220756C2 (en) | 2002-05-07 | 2002-05-07 | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2220756C2 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2548082C1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-04-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Zeolite recovery gas treatment unit |
| RU2586157C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of preparing oil containing hydrogen sulphide |
| RU2624625C1 (en) * | 2016-07-25 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant of hydrogen sulphide and light mercaptanes blowing from oil |
| EP2951149B1 (en) | 2013-01-30 | 2018-10-10 | Ecolab USA Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US10538710B2 (en) | 2017-07-13 | 2020-01-21 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US10584286B2 (en) | 2015-09-08 | 2020-03-10 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US11085002B2 (en) | 2015-04-22 | 2021-08-10 | Championx Usa Inc. | Development of a novel high temperature stable scavenger for removal of hydrogen sulfide |
| US11499108B2 (en) | 2019-01-23 | 2022-11-15 | Championx Usa Inc. | Complete removal of solids during hydrogen sulfide scavenging operations using a scavenger and a Michael acceptor |
| RU2790067C1 (en) * | 2022-04-20 | 2023-02-14 | Закрытое акционерное общество "Алойл" | Oil preparation method and desorption column for its implementation |
-
2002
- 2002-05-07 RU RU2002112350/15A patent/RU2220756C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2951149B1 (en) | 2013-01-30 | 2018-10-10 | Ecolab USA Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US10703710B2 (en) | 2013-01-30 | 2020-07-07 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US11339118B2 (en) | 2013-01-30 | 2022-05-24 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| RU2548082C1 (en) * | 2014-02-12 | 2015-04-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Zeolite recovery gas treatment unit |
| RU2586157C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of preparing oil containing hydrogen sulphide |
| US11085002B2 (en) | 2015-04-22 | 2021-08-10 | Championx Usa Inc. | Development of a novel high temperature stable scavenger for removal of hydrogen sulfide |
| US10584286B2 (en) | 2015-09-08 | 2020-03-10 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| RU2624625C1 (en) * | 2016-07-25 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Plant of hydrogen sulphide and light mercaptanes blowing from oil |
| US10538710B2 (en) | 2017-07-13 | 2020-01-21 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US11499108B2 (en) | 2019-01-23 | 2022-11-15 | Championx Usa Inc. | Complete removal of solids during hydrogen sulfide scavenging operations using a scavenger and a Michael acceptor |
| RU2790067C1 (en) * | 2022-04-20 | 2023-02-14 | Закрытое акционерное общество "Алойл" | Oil preparation method and desorption column for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5674377A (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon | |
| DK2364768T3 (en) | A process for removing hydrogen sulfide and / or mercaptans by means of triazines | |
| CA2661124C (en) | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers | |
| US7144555B1 (en) | Method and apparatus for hydrogen sulphide removal | |
| AU619375B2 (en) | Composition and method for sweetening hydrocarbons | |
| RU2470987C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for production thereof | |
| EA020424B1 (en) | Non-nitrogen sulfide sweeteners | |
| RU2220756C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process | |
| CN111356514A (en) | Composition and method for eliminating hydrogen sulfide and mercaptan | |
| RU2305123C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment | |
| CA2177408C (en) | Abatement of hydrogen sulfide with an aldehyde ammonia trimer | |
| JP6586529B2 (en) | Hydrogen sulfide scavenging additive composition and method of use thereof | |
| RU2269567C1 (en) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions | |
| RU2283856C2 (en) | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process | |
| RU2218974C1 (en) | A method of preparation of hydrogen sulfide- and mercaptan-bearing petroleum for transportation | |
| RU56207U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| RU2442816C1 (en) | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil | |
| CA3082107C (en) | Nitrogen-free hydrogen sulfide scavengers | |
| RU2196804C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing oil treatment process | |
| RU2370508C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| US5434329A (en) | Treatment of spent refinery caustic | |
| RU2230095C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil | |
| EP1349904B1 (en) | Hydrogen sulphide scavenging method in hydrocarbon feedstocks | |
| RU2262975C1 (en) | Method of preparation of hydrogen sulfide-containing oil | |
| RU2349365C1 (en) | Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160508 |