RU2223135C2 - Method of treating crude oil to remove hydrogen sulfide - Google Patents
Method of treating crude oil to remove hydrogen sulfide Download PDFInfo
- Publication number
- RU2223135C2 RU2223135C2 RU2001116300/15A RU2001116300A RU2223135C2 RU 2223135 C2 RU2223135 C2 RU 2223135C2 RU 2001116300/15 A RU2001116300/15 A RU 2001116300/15A RU 2001116300 A RU2001116300 A RU 2001116300A RU 2223135 C2 RU2223135 C2 RU 2223135C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- hydrogen sulfide
- gas
- phases
- crude oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам дегазации нефти в процессе ее подготовки на промыслах и может быть использовано в нефтяной промышленности для удаления сероводорода из нефти перед ее транспортировкой по трубопроводам с целью уменьшения коррозийного воздействия на трубопровод перекачиваемой нефти из-за содержащегося в ней сероводорода. The invention relates to methods for oil degassing in the process of its preparation in the fields and can be used in the oil industry to remove hydrogen sulfide from oil before its transportation through pipelines in order to reduce the corrosive effect of the pumped oil pipeline due to the hydrogen sulfide contained in it.
Известен способ удаления сероводорода из нефти (Городнов В.П., Каспарьянц К. С., Петров А.А. Очистка нефти от сероводорода. Нефтепромысловое дело, 1972, 7, с.32-34), в котором удаление сероводорода из нефти осуществляется путем отдувки его углеводородным газом, не содержащим сероводород. Метод предусматривает подогрев нефти, а процесс осуществляют в десорбере барботажного типа. A known method of removing hydrogen sulfide from oil (Gorodnov V.P., Kasparyants K.S., Petrov A.A. Refining of hydrogen sulfide from oil. Oilfield business, 1972, 7, p.32-34), in which the removal of hydrogen sulfide from oil is carried out by blowing it with hydrocarbon gas not containing hydrogen sulfide. The method involves heating the oil, and the process is carried out in a bubbler type stripper.
Однако указанный способ, кроме обязательного подогрева нефти до 25oС, требует значительных объемов закачиваемого газа - до 50 на один объем нефти. При фактической температуре добываемой нефти, равной 8-10oС, удовлетворительные результаты по качественной отдувке сероводорода недостижимы.However, this method, in addition to the mandatory heating of oil to 25 o C, requires significant volumes of injected gas - up to 50 per volume of oil. At the actual temperature of the produced oil, equal to 8-10 o C, satisfactory results on high-quality blowing of hydrogen sulfide are unattainable.
Кроме того, избранный способ взаимодействия жидкой и газовой фаз - барботаж - является малоэффективным ввиду слаборазвитой межфазовой поверхности. In addition, the chosen method of interaction between the liquid and gas phases - bubbling - is ineffective due to the underdeveloped interphase surface.
Наиболее близким является способ десорбции кислых газов из жидкостей (патент РФ 2043781, МПК В 01 D 19/00), в котором процесс проводят в две стадии - сначала углеводородный газ, не содержащий кислых газов, вводят в поток жидкости в объемном соотношении 1:2, а затем отделяют газы от жидкости в гидроциклоне. The closest is the method of desorption of acid gases from liquids (RF patent 2043781, IPC B 01 D 19/00), in which the process is carried out in two stages - first, a hydrocarbon gas that does not contain acid gases is introduced into the liquid stream in a volume ratio of 1: 2 and then the gases are separated from the liquid in the hydrocyclone.
Указанный способ является сложным и громоздким в аппаратурной реализации. Он предусматривает насос для нагнетания нефти, нагреватель для подогрева нефти до 40oС, смеситель ("гидравлический компрессор") для интенсивного перемешивания нефти с углеводородным газом и два гидроциклона, один из них предназначен для отделения углеводородных и кислых газов от газоконденсата.The specified method is complex and cumbersome in hardware implementation. It provides a pump for pumping oil, a heater for heating oil to 40 o C, a mixer ("hydraulic compressor") for intensive mixing of oil with hydrocarbon gas and two hydrocyclones, one of which is designed to separate hydrocarbon and acid gases from gas condensate.
В этом способе, как и в первом, обязательным условием эффективной работы является подогрев нефти до 40oС - до температуры, при которой углеводородные газы и сероводород легко десорбируются - покидают нефть. Кроме того, процесс дегазации собственно нефти осуществляется в одну ступень в первом гидроцикле - второй гидроциклон дегазирует лишь газоконденсат, не предназначенный для транспортировки совместно с нефтью по магистральному трубопроводу.In this method, as in the first, a prerequisite for effective operation is heating the oil to 40 o C - to a temperature at which hydrocarbon gases and hydrogen sulfide are easily desorbed - leave the oil. In addition, the process of degassing the oil itself is carried out in one step in the first hydrocycle - the second hydrocyclone degasses only gas condensate, which is not intended for transportation together with oil through the main pipeline.
Задача изобретения - интенсификация процесса дегазации нефти и упрощение его аппаратурной реализации за счет создания высокоразвитой поверхности контакта фаз и повышения эффективности массопередачи. The objective of the invention is the intensification of the oil degassing process and the simplification of its hardware implementation by creating a highly developed phase contact surface and increasing mass transfer efficiency.
Поставленная задача решается способом очистки нефти от сероводорода путем газовой десорбции, которую проводят в закрученном газожидкостном потоке. В отличие от прототипа в процессе газовой десорбции нефть диспергируют на мелкие капли высокоскоростным потоком сжатого природного газа, не содержащего сероводород, путем многоступенчатого взаимодействия нефти и газа, причем на каждой ступени обеспечивают прямоточное движение фаз, а в целом по аппарату - противоточное. The problem is solved by a method of purifying oil from hydrogen sulfide by gas desorption, which is carried out in a swirling gas-liquid stream. Unlike the prototype, in the process of gas desorption, oil is dispersed into small droplets by a high-speed stream of compressed natural gas that does not contain hydrogen sulfide, through multi-stage interaction of oil and gas, and at each stage they provide direct-flow motion of the phases, and, in general, counter-flow movement.
При этом процесс дегазации нефти ведут без ее предварительного подогрева, т.е. при температуре пласта, а природный газ используется после дросселирования до необходимого давления. At the same time, the process of oil degassing is carried out without its preliminary heating, i.e. at the temperature of the reservoir, and natural gas is used after throttling to the required pressure.
Закрученный газовый поток, который можно получить, например, с помощью многоступенчатого массообменного аппарата вихревого типа (многоступенчатого) (патент РФ 2122881, МПК В 01 D 3/30, бюл. 34, 1998 г.), подхватывает и интенсивно дробит на мелкие капли поступающую на обработку нефть, обеспечивая при этом высокую интенсивность массообмена между жидкой и газовой фазами в процессе их прямоточного движения. При этом образуется хорошо развития межфазная поверхность, которая способствует эффективной десорбции сероводорода из нефти. A swirling gas stream, which can be obtained, for example, using a multi-stage vortex-type mass-transfer apparatus (multi-stage) (RF patent 2122881, IPC B 01 D 3/30, bull. 34, 1998), picks up and intensively crushes the incoming oil processing, while ensuring high intensity mass transfer between the liquid and gas phases in the process of their direct-flow movement. In this case, a well-developed interface is formed, which contributes to the effective desorption of hydrogen sulfide from oil.
Известно использование вихревых масообменных аппаратов с прямоточным взаимодействием фаз в контактных элементах для проведения процессов абсорбции и ректификации в нефтехимической промышленности (Поникаров И.И., Перелыгин О. А. , Доронин В.Н., Гайнуллин М.Г. Машины и аппараты химических производств. - М:. Машиностроение, 1989 г., с.162). It is known to use vortex maso exchangers with direct-flow interaction of phases in contact elements for carrying out absorption and rectification processes in the petrochemical industry (Ponikarov II, Perelygin O.A., Doronin VN, Gainullin MG Machines and devices for chemical production . - M :. Engineering, 1989, p. 162).
Однако предложенное нами техническое решение в заявленной совокупности существенных признаков позволяет реализовать качественно новый способ очистки добываемой нефти от сероводорода, отличающийся высокой эффективностью и простотой. However, the proposed technical solution in the claimed combination of essential features allows us to implement a qualitatively new method of purification of produced oil from hydrogen sulfide, which is characterized by high efficiency and simplicity.
Сущность предложенного изобретения поясняется чертежом, на котором представлен многоступенчатый аппарат вихревого типа, содержащий корпус 1, в котором установлены несколько вихревых прямоточных контактных ступеней 2 с завихрителями 3. Контактные ступени сообщаются между собой переточными трубами 4. Через входной патрубок 5 поступает нефть на очистку, через выходной патрубок 6 выходит очищенная от сероводорода нефть. Через входной патрубок 7 поступает природный газ, через выходной патрубок 8 отводится газ, насыщенный сероводородом. The essence of the invention is illustrated by the drawing, which shows a multi-stage vortex-type apparatus containing a housing 1, in which several direct-flow vortex contact steps 2 with swirlers 3 are installed. The contact steps communicate with each other by transfer pipes 4. Oil is supplied through the inlet pipe 5 for cleaning, through the outlet pipe 6 leaves the oil purified from hydrogen sulfide. Natural gas enters through the inlet 7, gas saturated with hydrogen sulfide is discharged through the outlet 8.
Реализуют способ следующим образом: обезвоженная нефть после второй ступени сепарации самотеком или насосом без подогрева подается через входной патрубок 5 на верхнюю ступень многоступенчатого аппарата вихревого типа, под нижнюю ступень этого аппарата противоточно движению нефти подается через входной патрубок 7 сжатый природный газ. На каждой ступени контакта природный газ, проходя с большой скоростью через щели завихрителя 3, диспергирует нефть на мелкие капли, образуя в процессе совместного прямоточного движения хорошо развитую межфазную поверхность и способствуя эффективной десорбции сероводорода из нефти. Противоточное движение взаимодействующих фаз в целом по аппарату обеспечивает процессу максимально достижимую эффективность. The method is implemented as follows: after the second stage of separation, the dehydrated oil is fed by gravity or by a pump through the inlet pipe 5 to the upper stage of the multi-stage vortex type apparatus; under the lower stage of this apparatus, compressed natural gas is supplied counter-flow to the oil movement through the inlet pipe 7. At each contact stage, natural gas, passing at high speed through the slits of the swirler 3, disperses the oil into small droplets, forming a well-developed interphase surface during the joint direct-flow movement and facilitating the effective desorption of hydrogen sulfide from oil. The countercurrent movement of the interacting phases throughout the apparatus provides the process with the highest achievable efficiency.
Дегазированную (очищенную от сероводорода) нефть направляют через выходной патрубок 6 в промежуточную емкость для последующей откачки по трубопроводу. Природный газ, обогащенный сероводородом, отводится через выхлопной патрубок 8 для последующей утилизации. Degassed (purified from hydrogen sulfide) oil is sent through the outlet pipe 6 to the intermediate tank for subsequent pumping through the pipeline. Natural gas enriched in hydrogen sulfide is discharged through the exhaust pipe 8 for subsequent disposal.
Пример конкретного выполнения способа. An example of a specific implementation of the method.
Предлагаемый способ очистки нефти от сероводорода был реализован на установке ЦЦНГ-6 (цех добычи нефти и газа) НГДУ "Уфанефть" (нефтегазодобывающее управление). Нефть Метелинского месторождения плотностью 0,9 г/см3 при температуре 8oС и содержании сероводорода 0,03 мас.% подвергалась десорбции природным газом с температурой 5oС и давлении 0,151 МПа в аппарате вихревого типа с семью прямоточными контактными ступенями. При расходе нефти 0,68 м3/час и расходе природного газа 45 м3/час (объемное соотношение газа и нефти 8:1) остаточное содержание сероводорода в нефти составило 0,0055 мас.% или 50 мг/л.The proposed method for purifying oil from hydrogen sulfide was implemented at the TsTsNG-6 installation (oil and gas production workshop) of the Ufaneft oil and gas production department (oil and gas production department). The oil of the Metelinsky field with a density of 0.9 g / cm 3 at a temperature of 8 o C and a hydrogen sulfide content of 0.03 wt.% Was subjected to desorption by natural gas with a temperature of 5 o C and a pressure of 0.151 MPa in a vortex type apparatus with seven direct-flow contact steps. With an oil flow rate of 0.68 m 3 / h and a natural gas flow rate of 45 m 3 / h (volume ratio of gas to oil 8: 1), the residual hydrogen sulfide content in the oil was 0.0055 wt.% Or 50 mg / l.
При расходе нефти 0,85 м3/час и расходе газа 3,56 м3/час (объемное соотношение газа и нефти 4,18:1) остаточное содержание нефти 0,0048 мас.% или 44 мг/л.With an oil flow rate of 0.85 m 3 / h and a gas flow rate of 3.56 m 3 / h (volumetric ratio of gas to oil 4.18: 1), the residual oil content is 0.0048 wt.% Or 44 mg / l.
Исходя из результатов испытаний следует, что предложенный способ десорбции нефти позволяет получить нефть с содержанием сероводорода не более 50 мг/л, что позволяет осуществлять перекачку по магистральному трубопроводу с минимальным коррозионным воздействием. Based on the test results, it follows that the proposed method of desorption of oil allows you to get oil with a hydrogen sulfide content of not more than 50 mg / l, which allows pumping through the main pipeline with minimal corrosion.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001116300/15A RU2223135C2 (en) | 2001-06-13 | 2001-06-13 | Method of treating crude oil to remove hydrogen sulfide |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001116300/15A RU2223135C2 (en) | 2001-06-13 | 2001-06-13 | Method of treating crude oil to remove hydrogen sulfide |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001116300A RU2001116300A (en) | 2003-05-27 |
| RU2223135C2 true RU2223135C2 (en) | 2004-02-10 |
Family
ID=32172001
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001116300/15A RU2223135C2 (en) | 2001-06-13 | 2001-06-13 | Method of treating crude oil to remove hydrogen sulfide |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2223135C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733943C1 (en) * | 2019-10-08 | 2020-10-08 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина (ФГАОУ ВО "РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина) | Method of oil cleaning from hydrogen sulphide |
-
2001
- 2001-06-13 RU RU2001116300/15A patent/RU2223135C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733943C1 (en) * | 2019-10-08 | 2020-10-08 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина (ФГАОУ ВО "РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина) | Method of oil cleaning from hydrogen sulphide |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2247595C2 (en) | Method of commixing of fluid mediums | |
| WO2016127274A1 (en) | Step-by-step oil-water mixture separation method coupled with oil gas washing | |
| US8486338B2 (en) | Gas-liquid contactor | |
| WO2016127273A1 (en) | Method and apparatus for strengthening oil-water separation and coupled desalting functions in cold low pressure separator | |
| RU2010134017A (en) | METHOD AND DEVICE FOR SEPARATION OF MULTI-PHASE FLUIDS AND THEIR APPLICATION | |
| WO1985000298A1 (en) | Contacting a gas and a liquid to remove an unwanted gas | |
| WO2003072226A2 (en) | Acid gas removal | |
| CA2304226A1 (en) | Separation of acid gases from gas mixtures | |
| RU2701020C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transport | |
| RU2223135C2 (en) | Method of treating crude oil to remove hydrogen sulfide | |
| CN111778064B (en) | Multi-stage countercurrent built-in washing and separating method and washing and separating device thereof | |
| US6974542B2 (en) | Method and apparatus for removing foaming contaminants from hydrocarbon processing solvents | |
| MXPA02007544A (en) | Improved water cleaning process. | |
| CN101294104B (en) | Hydrocracking recycle hydrogen deoiling, dewatering separation method and apparatus | |
| RU2733943C1 (en) | Method of oil cleaning from hydrogen sulphide | |
| WO2017079766A1 (en) | Processes for treating a produced water stream | |
| KR100478271B1 (en) | Wet oxidation process | |
| RU2627847C2 (en) | Method and column of absorption purification of gases from unintended impurities | |
| JP2003193066A (en) | Method for oxidative desulfurization of liquid petroleum product and oxidative desulfurization plant | |
| RU2824995C1 (en) | Method of purifying oil from hydrogen sulphide | |
| RU2124916C1 (en) | Method of operating the plant for distillation of liquid product and plant for its embodiment | |
| RU2124929C1 (en) | Method of treating natural gas | |
| RU2380133C2 (en) | Oil preparation method | |
| SU1326853A1 (en) | Method of separating liquid mixtures and gas-saturated liquids | |
| RU2248834C1 (en) | Installation of purification of hydrocarbon liquid medium from dissolved gasses |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040614 |