RU2305123C1 - Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment - Google Patents
Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2305123C1 RU2305123C1 RU2006108786/04A RU2006108786A RU2305123C1 RU 2305123 C1 RU2305123 C1 RU 2305123C1 RU 2006108786/04 A RU2006108786/04 A RU 2006108786/04A RU 2006108786 A RU2006108786 A RU 2006108786A RU 2305123 C1 RU2305123 C1 RU 2305123C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- hydrogen sulfide
- gas
- mass fraction
- water
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к способам подготовки нефти и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке сероводородсодержащих нефтей, газоконденсатов с высоким содержанием сероводорода.The proposal relates to methods for the preparation of oil and can be used in the oil and gas industry in the preparation of hydrogen sulfide-containing oils, gas condensates with a high content of hydrogen sulfide.
Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание [Позднышев Г.Н., Соколов А.Г. Эксплуатация залежей и подготовка нефти с повышенным содержанием сероводорода. Обзорная информация, 1984, с.34-35].A known method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation, dehydration and desalination [Pozdnyshev GN, Sokolov AG The exploitation of deposits and the preparation of oil with a high content of hydrogen sulfide. Survey Information, 1984, p. 34-35].
Недостатком данного способа является то, что после подготовки сероводородсодержащей нефти, прошедшей сепарацию при обычной и повышенной температуре, не достигается эффективное удаление сероводорода из нефти и его содержание в подготавливаемой нефти не удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 51858-2002, согласно которому массовая доля сероводорода в товарной нефти не должна превышать 20 млн-1 (ppm).The disadvantage of this method is that after the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, which has been separated at ordinary and elevated temperatures, effective removal of hydrogen sulfide from oil is not achieved and its content in the produced oil does not meet the requirements of GOST R 51858-2002, according to which the mass fraction of hydrogen sulfide in marketable oil should not exceed 20 million -1 (ppm).
Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку очищенным от сероводорода углеводородным газом в концевом сепараторе при подаче 5-20 м3 очищенного газа на 1 тонну нефти и температуре проведения процесса отдувки нефти 30-70°С [пат. РФ №2071377, В01D 53/52, 19/00, опубл. 10.01.97, Бюл. №1].A known method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation and blowing purified from hydrogen sulfide hydrocarbon gas in the end separator when applying 5-20 m 3 of purified gas per 1 ton of oil and the temperature of the process of oil blowing 30-70 ° C [US Pat. RF №2071377, B01D 53/52, 19/00, publ. 01/10/97, Bull. No. 1].
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность удаления сероводорода из нефти. После проведения процессов сепарации и отдувки нефти остаточное содержание сероводорода в товарной нефти не удовлетворяет предъявляемым требованиям.The disadvantage of this method is the lack of efficiency in removing hydrogen sulfide from oil. After the separation and stripping processes, the residual hydrogen sulfide content in the crude oil does not meet the requirements.
Известен способ подготовки сырой нефти путем многоступенчатой сепарации, отдувки сероводорода из нефти в десорбционной колонне газом, не содержащим сероводорода, при расходе газа отдувки 5-50 м3/м3 нефти [Лесухин С.П. и др. Основные направления развития технологии очистки нефти от сероводорода. - Ж. Нефтяное хозяйство, 1989, №8, с.50-53].A known method for the preparation of crude oil by multi-stage separation, blowing hydrogen sulfide from oil in a desorption column with gas not containing hydrogen sulfide, at a gas flow rate of 5–50 m 3 / m 3 of oil [Lesukhin S.P. and others. The main directions of development of technology for cleaning oil from hydrogen sulfide. - J. Oil Industry, 1989, No. 8, S.50-53].
Недостатком данного способа является то, что для проведения процесса отдувки высокосернистой нефти с целью снижения в ней массовой доли сероводорода до 20 ppm требуется подача большого количества углеводородного газа (30-50 м3/м3), не содержащего сероводорода. Проведение отдувки нефти с высоким удельным расходом углеводородного газа приводит к снижению выхода товарной нефти из-за увеличения потерь ценных углеводородов C4 и выше с газом отдувки.The disadvantage of this method is that to carry out the process of blowing high-sulfur oil in order to reduce its mass fraction of hydrogen sulfide to 20 ppm, a large amount of hydrocarbon gas (30-50 m 3 / m 3 ) that does not contain hydrogen sulfide is required. Carrying out oil stripping with a high specific consumption of hydrocarbon gas leads to a decrease in the yield of salable oil due to an increase in the loss of valuable hydrocarbons of C 4 and higher with the stripping gas.
Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание, отдувку углеводородным газом в десорбционной колонне, ввод и перемешивание с монометанолэтаноламином (ММЭА) - продуктом взаимодействия моноэтаноламина и формальдегида [пат. РФ №2220756, В01D 19/00, 53/52, опубл. 10.01.04, Бюл. №1].Closest to the proposed method is the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation, dehydration and desalination, stripping with hydrocarbon gas in a desorption column, introduction and mixing with monomethanol ethanolamine (MMEA) - the product of the interaction of monoethanolamine and formaldehyde [US Pat. RF №2220756, B01D 19/00, 53/52, publ. 01/10/04, Bull. No. 1].
Известный способ позволяет снизить массовую долю сероводорода в товарной нефти до 20 ppm при сочетании физического (сепарация и отдувка нефти углеводородным газом в колонне) и химического (нейтрализация сероводорода при использовании ММЭА) методов удаления сероводорода из нефти. При этом отдувка нефти осуществляется углеводородным газом, не содержащим сероводород, или природным газом до достижения не более 90%-ной степени ее очистки от сероводорода, а ввод монометанолэтаноламина, полученного при взаимодействии моноэтаноламина с 30-40%-ным водным раствором формальдегида в мольном соотношении моноэтаноламин:формальдегид 1:(1-4), осуществляется в нефть из расчета 4-15 г на 1 г остаточного сероводорода с последующим введением в нефть воздуха, взятого из расчета 0,5-1,5 моль кислорода на 1 моль остаточного сероводорода после проведения процесса обессоливания.The known method allows to reduce the mass fraction of hydrogen sulfide in marketable oil to 20 ppm by combining the physical (separation and stripping of oil with hydrocarbon gas in the column) and chemical (neutralization of hydrogen sulfide using MMEA) methods for removing hydrogen sulfide from oil. In this case, oil is blown off with hydrocarbon gas not containing hydrogen sulfide or natural gas until it reaches a maximum of 90% purification from hydrogen sulfide, and the introduction of monomethanol ethanolamine obtained by the interaction of monoethanolamine with a 30-40% aqueous formaldehyde solution in a molar ratio monoethanolamine: formaldehyde 1: (1-4), is carried out in oil at a rate of 4-15 g per 1 g of residual hydrogen sulfide, followed by the introduction of air into the oil, taken at the rate of 0.5-1.5 mol of oxygen per 1 mol of residual hydrogen sulfide after etc Conducting the desalination process.
Недостатком указанного способа является то, что при проведении отдувки сероводородсодержащей нефти газом, не содержащим сероводород, образуется значительное количество сероводородсодержащего газа. Первоначально проектная производительность установки сероочистки (УСО) рассчитана на объем поступления сероводородсодержащего газа, выделившегося в процессе сепарации нефти на дожимных насосных станциях (ДНС) и установках подготовки высокосернистой нефти (УПВСН). Увеличение объема поступления сероводородсодержащего газа на УСО приводит к снижению степени его очистки от сероводорода и несоответствию требованиям, предъявляемым к подготовке газа. При возникновении на УСО аварийной или другой ситуации, по причине которой отсутствует возможность проведения технологического процесса очистки газа от сероводорода, сероводородсодержащий газ, поступающий с УПВСН и ДНС на установку его подготовки, сжигается на аварийных факелах. В этом случае, ввиду отсутствия возможности подачи газа, не содержащего сероводорода, на отдувку, десорбционная колонна эксплуатируется в режиме сепарации (без подачи газа на отдувку). В результате существенно снижается эффективность удаления сероводорода из нефти. Для дальнейшего доведения массовой доли сероводорода в нефти до значения ниже 20 ppm требуется введение в большом количестве монометанолэтаноламина, а в ряде случаев и воздуха, что негативно сказывается на качестве подготавливаемой нефти.The disadvantage of this method is that during the blowing of hydrogen sulfide-containing gas with gas not containing hydrogen sulfide, a significant amount of hydrogen sulfide-containing gas is formed. Initially, the design capacity of the desulphurization unit (USO) was calculated on the amount of hydrogen sulfide-containing gas released during the oil separation at booster pump stations (BPS) and high-sulfur oil treatment plants (UPVSN). An increase in the amount of hydrogen sulfide-containing gas supplied to the USO reduces the degree of its purification from hydrogen sulfide and the non-compliance with the requirements for gas treatment. In the event of an emergency or other situation at the USO, due to which there is no possibility of carrying out the technological process of gas purification from hydrogen sulfide, the hydrogen sulfide-containing gas coming from the UPVSN and CSN to the unit for its preparation is burned in emergency flares. In this case, due to the lack of the possibility of supplying gas not containing hydrogen sulfide to the blower, the desorption column is operated in a separation mode (without supplying gas to the blower). As a result, the efficiency of removing hydrogen sulfide from oil is significantly reduced. To further bring the mass fraction of hydrogen sulfide in oil to below 20 ppm, a large amount of monomethanol ethanolamine, and in some cases air, is required, which negatively affects the quality of the oil being prepared.
При проведении отдувки нефти с аномально высокой массовой долей сероводорода более 2000 ppm углеводородным газом, до достижения не более 90%-ной степени удаления сероводорода, содержание его в нефти превышает 200 ppm. Подача монометанолэтаноламина в нефть с остаточной массовой долей сероводорода более 200 ppm после проведения обессоливания нефти приводит к значительному увеличению массовой доли воды в товарной нефти, а образующиеся продукты реакции в результате взаимодействия монометанолэтаноламина с сероводородом оказывают отрицательное влияние при проведении анализа по определению концентрации хлористых солей в нефти по методу ГОСТ 51858-2002 (метод А - титрованием водного экстракта), которое проявляется в виде увеличения концентрации хлористых солей в нефти.When carrying out oil stripping with an abnormally high mass fraction of hydrogen sulfide of more than 2000 ppm by hydrocarbon gas, until a maximum of 90% degree of removal of hydrogen sulfide is achieved, its content in oil exceeds 200 ppm. The supply of monomethanol ethanolamine to oil with a residual mass fraction of hydrogen sulfide of more than 200 ppm after oil desalination leads to a significant increase in the mass fraction of water in marketable oil, and the resulting reaction products as a result of the interaction of monomethanol ethanolamine with hydrogen sulfide have a negative effect when analyzing the determination of the concentration of chloride salts in oil according to the method of GOST 51858-2002 (method A - titration of an aqueous extract), which manifests itself in the form of an increase in the concentration of chloride salts in oil.
Следует указать, что в состав нефти, помимо сероводорода, этил- и метилмеркаптанов, входят также и другие элементы и соединения (нафтеновые кислоты, тяжелые меркаптаны, фенолы и т.п.), которые способны вступать в химическое взаимодействие с монометанолэтаноламином. При этом, вследствие протекания побочных реакций, на нейтрализацию сероводорода в нефти требуется введение монометанолэтаноламина в количестве, превышающем требуемое значение, необходимое для нейтрализации сероводорода. При высокой дозировке монометанолэтаноламина возможно значительное увеличение массовой доли воды в товарной нефти, образующейся в ходе химической реакции сероводорода с формальдегидом, а также в результате привнесения ее с реагентом. В известном способе массовая доля сероводорода в нефти после ее отдувки составляет 320 ppm. Для осуществления процесса нейтрализации сероводорода в нефть вводится монометанолэтаноламин, полученный в результате взаимодействия моноэтаноламина с 40% водным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении моноэтаноламин:формальдегид 1:2,1 в количестве, равном 8 г на 1 г сероводорода. При этом массовая доля воды, привнесенной с монометанолэтаноламином в результате проведения процесса нейтрализации сероводорода, в нефти увеличивается на 0,11%. Учитывая то, что к первой и второй группе нефти по ГОСТ 51858-2002 относится нефть с массовой долей воды, не превышающей 0,5%, привнесение ее в таком количестве в результате проведения процесса нейтрализации сероводорода после осуществления процесса обессоливания нефти способствует снижению качества товарной нефти, а в ряде случаев приводит к несоответствию требованиям ГОСТ Р 51858-2002. Подача в нефть воздуха, взятого из расчета 0,5-1,5 моль кислорода на 1 моль остаточного сероводорода, приводит к снижению выхода товарной нефти вследствие того, что для снижения ДНП нефти до регламентирующего ГОСТ Р 51858-2002 значения, согласно которому ДНП товарной нефти не должно превышать 500 мм рт.ст., требуется проведение последующей сепарации нефти, в результате которой с азотом воздуха в газ сепарации переходит значительное количество тяжелых углеводородов.It should be noted that, in addition to hydrogen sulfide, ethyl and methyl mercaptans, the composition of oil also includes other elements and compounds (naphthenic acids, heavy mercaptans, phenols, etc.), which are capable of entering into chemical interaction with monomethanol ethanolamine. In this case, due to adverse reactions, the neutralization of hydrogen sulfide in oil requires the introduction of monomethanol ethanolamine in an amount exceeding the required value necessary to neutralize hydrogen sulfide. With a high dosage of monomethanol ethanolamine, a significant increase in the mass fraction of water in the oil produced during the chemical reaction of hydrogen sulfide with formaldehyde, as well as as a result of introducing it with a reagent, is possible. In the known method, the mass fraction of hydrogen sulfide in oil after its blowing is 320 ppm. To carry out the process of neutralizing hydrogen sulfide, monomethanol ethanolamine is introduced into the oil, obtained by reacting monoethanolamine with a 40% aqueous solution of formaldehyde (formalin) in a molar ratio of monoethanolamine: formaldehyde of 1: 2.1 in an amount equal to 8 g per 1 g of hydrogen sulfide. In this case, the mass fraction of water introduced with monomethanol ethanolamine as a result of the process of neutralizing hydrogen sulfide in oil increases by 0.11%. Given that the first and second groups of oil according to GOST 51858-2002 include oil with a mass fraction of water not exceeding 0.5%, adding it in such quantity as a result of the process of neutralizing hydrogen sulfide after the process of desalting the oil helps to reduce the quality of marketable oil , and in some cases leads to non-compliance with the requirements of GOST R 51858-2002. The supply of air to the oil, taken from the calculation of 0.5-1.5 mol of oxygen per 1 mol of residual hydrogen sulfide, leads to a decrease in the yield of marketable oil due to the fact that to reduce the DNP of oil to the value that regulates GOST R 51858-2002 oil should not exceed 500 mm Hg, subsequent oil separation is required, as a result of which a significant amount of heavy hydrocarbons passes into the gas of separation with nitrogen air.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение качества товарной нефти за счет снижения массовой доли сероводорода и воды в товарной нефти до требуемых ГОСТ Р 51858-2002 значений и исключения последствия отрицательного влияния продуктов реакции ММЭА с сероводородом при проведении анализа по определению концентрации хлористых солей в нефти по методу ГОСТ 21534-76 (метод А - титрованием водного экстракта), повышение степени очистки газа от сероводорода на УСО за счет снижения поступления на УСО дополнительного количества сероводородсодержащего газа, снижение затрат, связанных с подготовкой сероводородсодержащей нефти.The technical objective of the proposed method is to improve the quality of salable oil by reducing the mass fraction of hydrogen sulfide and water in salable oil to the values required by GOST R 51858-2002 and to eliminate the consequences of the negative influence of the reaction products of MMEA with hydrogen sulfide during analysis to determine the concentration of chloride salts in oil by the method GOST 21534-76 (method A - titration of an aqueous extract), increasing the degree of gas purification from hydrogen sulfide at USO by reducing the receipt of additional amount of hydrogen sulfide at USO rod-containing gas, reducing the costs associated with the preparation of hydrogen sulfide-containing oil.
Поставленная техническая задача решается описываемым способом подготовки сероводородсодержащей нефти, включающим ее многоступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание, отдувку углеводородным газом в десорбционной колонне, ввод и перемешивание с монометанолэтаноламином - продуктом взаимодействия моноэтаноламина и формальдегида.The stated technical problem is solved by the described method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation, dehydration and desalination, hydrocarbon gas stripping in a desorption column, introduction and mixing with monomethanol ethanolamine, a product of the interaction of monoethanolamine and formaldehyde.
Новым является то, что отдувку нефти осуществляют сероводородсодержащим газом, обеспечивающим значение массовой доли сероводорода в нефти после отдувки не более 200 млн-1 (ppm), а после ввода монометанолэтаноламина в нефть дополнительно подают до 10% пресной промывочной воды, причем указанные процессы осуществляют перед ступенью обессоливания.New is that the hydrogen sulfide stripping gas oil is performed, ensuring the value of mass fraction of hydrogen sulphide in oil after stripping not more than 200 million -1 (ppm), and after entering monometanoletanolamina additionally fed into the oil up to 10% of the fresh wash water, wherein said process is carried out prior stage of desalination.
Сущность предложения заключается в следующем.The essence of the proposal is as follows.
Отдувку нефти осуществляют при температуре 25-70°С и абсолютном давлении в десорбционной колонне 0,1-0,25 МПа сероводородсодержащим газом, при подаче которого соблюдается условие достижения массовой доли сероводорода в нефти не более 200 ppm. Целесообразность использования для отдувки нефти сероводородсодержащего газа, обеспечивающего значение массовой доли сероводорода в нефти после отдувки не более 200 ppm, связана с тем, что отдувка сероводорода из нефти до этого значения возможна как при подаче газа, не содержащего сероводорода, так и при подаче сероводородсодержащего газа со сравнительно невысоким его содержанием. Отдувка нефти сероводородсодержащим газом позволяет существенно снизить поступление дополнительного объема сероводородсодержащего газа на УСО при одинаковом объеме выхода товарной нефти по сравнению с использованием газа, не содержащего сероводорода.Oil blowing is carried out at a temperature of 25-70 ° C and an absolute pressure in the desorption column of 0.1-0.25 MPa with a hydrogen sulfide-containing gas, at the supply of which the condition for achieving a mass fraction of hydrogen sulfide in oil of not more than 200 ppm is observed. The feasibility of using hydrogen sulfide-containing gas for oil stripping, which provides a mass fraction of hydrogen sulfide in oil after blowing no more than 200 ppm, is related to the fact that hydrogen sulfide stripping from oil to this value is possible both when supplying gas not containing hydrogen sulfide and when supplying hydrogen sulfide-containing gas with a relatively low content. Oil stripping with hydrogen sulfide-containing gas can significantly reduce the supply of an additional volume of hydrogen sulfide-containing gas to USO with the same output oil volume compared to using gas that does not contain hydrogen sulfide.
Многочисленными промысловыми исследованиями установлено, что введение в нефть с массовой долей сероводорода более 200 ppm ММЭА после ступени обессоливания приводит к увеличению массовой доли воды в нефти, а продукты реакции ММЭА с сероводородом оказывают отрицательное влияние на проведение анализа по определению содержания хлористых солей в нефти по методу ГОСТ 21534-76 (метод А - титрованием водного экстракта), которое проявляется в виде увеличения концентрации хлористых солей в нефти. Увеличение содержания воды в нефти после проведения процесса нейтрализации сероводорода происходит в результате привнесения ее с монометанолэтаноламином и продуктами реакции сероводорода с ММЭА. Снижение, а в ряде случаев исключение последствий влияния продуктов реакции ММЭА с сероводородом на качество товарной нефти возможно при проведении процесса нейтрализации сероводорода в нефти перед ее обессоливанием. Проведение процесса обессоливания нефти после химического взаимодействия сероводорода с монометанолэтаноламином и кислородом воздуха позволяет осуществить вымывание пресной промывочной водой не только хлористых солей, но и продуктов реакции ММЭА с сероводородом, а также удалить подтоварную воду, привнесенную с монометанолэтаноламином и продуктами реакции. При этом подачу пресной промывочной воды в количестве до 10% и последующее проведение процесса обессоливания нефти необходимо осуществлять после полного химического взаимодействия ММЭА, кислорода воздуха и сероводорода. При подаче в нефть более 10% пресной промывочной воды эффективность снижения содержания хлористых солей и воды в нефти повышается незначительно.Numerous field studies have found that introducing into the oil with a mass fraction of hydrogen sulfide more than 200 ppm MMEA after the desalination step leads to an increase in the mass fraction of water in oil, and the reaction products of MMEA with hydrogen sulfide have a negative effect on the analysis of the determination of chloride salts in oil by the method GOST 21534-76 (method A - titration of an aqueous extract), which manifests itself in the form of an increase in the concentration of chloride salts in oil. An increase in the water content in oil after the process of neutralizing hydrogen sulfide occurs as a result of introducing it with monomethanol ethanolamine and the products of the reaction of hydrogen sulfide with MMEA. Reducing, and in some cases eliminating, the effects of the reaction products of MMEA with hydrogen sulfide on the quality of marketable oil is possible during the process of neutralizing hydrogen sulfide in oil before its desalination. Carrying out the process of oil desalination after the chemical interaction of hydrogen sulfide with monomethanol ethanolamine and atmospheric oxygen allows washing not only the chloride salts, but also the products of the reaction of MMEA with hydrogen sulfide to be washed out with fresh washing water, as well as removing the bottom water introduced with monomethanol ethanolamine and reaction products. In this case, the supply of fresh washing water in an amount of up to 10% and the subsequent oil desalination process must be carried out after complete chemical interaction of MMEA, air oxygen and hydrogen sulfide. When more than 10% of fresh wash water is supplied to the oil, the efficiency of reducing the content of chloride salts and water in the oil increases slightly.
Предлагаемая технологическая установка способа подготовки сероводородсодержащей нефти представлена на схеме (см. чертеж).The proposed process unit for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil is presented in the diagram (see drawing).
Схема включает подающий трубопровод 1 сырой нефти, нефтегазовый сепаратор 2 первой ступени сепарации, нефтегазовый сепаратор 3 второй ступени сепарации, установку нагрева и глубокого обезвоживания нефти 4, десорбционную колонну 5, газопровод 6 подачи газа в колонну, газопровод 7 подачи сероводородсодержащего газа на УСО, нефтегазовый сепаратор 8 низкого давления, смеситель 9, трубопровод 10 подачи ММЭА, узел дозирования ММЭА 11, трубопровод и/или реактор 12, электродегидратор 13, трубопровод 14 подачи пресной промывочной воды, трубопровод 15 отвода воды, трубопровод 16 отвода товарной нефти.The scheme includes a feed pipeline 1 of crude oil, an oil and gas separator 2 of the first separation stage, an oil and gas separator 3 of the second separation stage, a heating and deep dehydration unit 4, a desorption column 5, a gas pipeline 6 for supplying gas to the column, a gas pipeline 7 for supplying hydrogen sulfide-containing gas to USO, an oil and gas low pressure separator 8, mixer 9, MMEA feed line 10, MMEA metering unit 11, pipe and / or reactor 12, electric dehydrator 13, fresh wash water supply pipe 14, pipe 15 outlet water outlet pipe 16 of marketable oil.
Способ подготовки сероводородсодержащей нефти осуществляется следующим образом.A method of preparing hydrogen sulfide-containing oil is as follows.
Сырую сероводородсодержащую нефть по трубопроводу 1 подают в сепаратор 2 первой ступени сепарации. Затем нефть через сепаратор 3 второй ступени сепарации подают на установку нагрева и обезвоживания нефти 4, на которой осуществляется нагрев и глубокое обезвоживание нефти. Перед проведением отдувки нефти в десорбционной колонне сероводородсодержащим газом проводят его хроматографический анализ с целью определения мольной доли сероводорода в сероводородсодержащем газе, подаваемом на отдувку, и возможности использования этого газа при заданных условиях подготовки сероводородсодержащей нефти. После обезвоживания нефти сероводородсодержащий газ подают в верхнюю часть десорбционной колонны 5. В нижнюю часть десорбционной колонны по газопроводу 6 подается сероводородсодержащий газ, например, с первой ступени сепарации. С десорбционной колонны сероводородсодержащий газ по газопроводу 7 поступает на УСО, а нефть через сепаратор низкого давления 8 поступает в смеситель 9. Перед смесителем в поток нефти по трубопроводу 10 с узла дозирования ММЭА 11 подается монометанолэтаноламин. В смесителе происходит эффективное перемешивание монометанолэтаноламина с нефтью. Далее нефть поступает в трубопровод и/или реактор 12, в котором протекает химическая реакция взаимодействия сероводорода с ММЭА. После проведения процесса нейтрализации сероводорода нефть поступает в электродегидратор 13. Перед электродегидратором в нефть по трубопроводу 14 подается до 10% пресной промывочной воды для отмывания из нефти хлористых солей и продуктов реакции сероводорода с ММЭА. Вода с электродегидратора по трубопроводу 15 поступает на кустовую насосную станцию (КНС) для закачки в пласт. С электродегидратора по трубопроводу 16 товарная нефть поступает на сдачу в магистральный нефтепровод.Crude hydrogen sulfide-containing oil is piped 1 to a separator 2 of the first separation stage. Then the oil is fed through the separator 3 of the second separation stage to the oil heating and dehydration unit 4, on which the oil is heated and deeply dehydrated. Before oil is blown off in a desorption column with a hydrogen sulfide-containing gas, chromatographic analysis is carried out to determine the molar fraction of hydrogen sulfide in the hydrogen sulfide-containing gas supplied to the blow-off, and the possibility of using this gas under given conditions for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil. After dehydration of the oil, a hydrogen sulfide-containing gas is supplied to the upper part of the desorption column 5. A hydrogen sulfide-containing gas is supplied through the gas line 6 to the lower part of the desorption column, for example, from the first separation stage. From the desorption column, the hydrogen sulfide-containing gas is supplied via gas line 7 to the OOE, and oil, through the low-pressure separator 8, is fed to mixer 9. Before the mixer, monomethanol ethanolamine is fed into the oil stream through pipeline 10 from the metering unit 11. In the mixer, monomethanol ethanolamine is effectively mixed with oil. Next, the oil enters the pipeline and / or reactor 12, in which the chemical reaction of the interaction of hydrogen sulfide with MMEA takes place. After carrying out the process of neutralizing hydrogen sulfide, oil enters the electric dehydrator 13. Before the electric dehydrator, up to 10% of fresh washing water is supplied to the oil through pipeline 14 to wash out the chloride salts and products of the reaction of hydrogen sulfide with MMEA. Water from the electric dehydrator through pipeline 15 enters the cluster pump station (SPS) for injection into the reservoir. From the electric dehydrator through pipeline 16, marketable oil is supplied for delivery to the main oil pipeline.
Исследования предлагаемого способа подготовки сероводородсодержащей нефти проведены в лабораторных условиях.Studies of the proposed method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil were carried out in laboratory conditions.
Сероводородсодержащую нефть, отобранную после ступени глубокого обезвоживания и нагретую до температуры 25; 40 и 70°С, загружают в термостатированную модель десорбционной колонны после предварительной ее продувки в течение 15 минут углеводородным газом, не содержащим сероводорода. Продувка газом необходима для удаления воздуха из модели десорбционной колонны и предотвращения окисления сероводорода кислородом воздуха. Модель десорбционной колонны снабжена фильтром Шотта для равномерного распределения газа по сечению модели десорбционной колонны и кольцами Рашига. Процесс отдувки нефти проводится при абсолютном давлении в колонне, равном 0,1; 0,12; 0,2 и 0,25 МПа. Через фильтр Шотта в модель десорбционной колонны подается углеводородный газ с мольной долей сероводорода, равной 0,5; 0.8; 1; 1,5; 2; 3%. Удельный расход газа варьируется в пределах от 1 до 25 м3/м3 нефти до достижения массовой доли сероводорода в нефти не более 200 ppm, которую периодически определяют путем отбора проб нефти с модели десорбционной колонны и проведения анализа на определение массовой доли сероводорода в нефти. Сероводородсодержащий газ, выделившийся в процессе отдувки нефти, пропускают через два последовательных дрекселя с раствором ацетата кадмия для поглощения сероводорода из газа. Для замера объема газа отдувки используют газовый счетчик. Потери нефти с газом отдувки определяют взвешиванием нефти на электронных весах. Исследования процесса отдувки проводятся с нефтью, отобранной на УПВСН НГДУ «Нурлатнефть» и НГДУ «Лениногорскнефть» ОАО «Татнефть». Плотность и динамическая вязкость нефти НГДУ «Нурлатнефть» при температуре 20°С составляют 930 кг/м3 и 300 мПа·с соответственно. Плотность и динамическая вязкость нефти НГДУ «Лениногорскнефть» при температуре 20°С составляют 895 кг/м3 и 40 мПа·с соответственно.Hydrogen sulfide-containing oil, selected after a stage of deep dehydration and heated to a temperature of 25; 40 and 70 ° C, is loaded into a thermostatic model of the desorption column after preliminary purging it for 15 minutes with hydrocarbon gas not containing hydrogen sulfide. Gas purging is necessary to remove air from the desorption column model and to prevent oxidation of hydrogen sulfide by atmospheric oxygen. The desorption column model is equipped with a Schott filter for uniform distribution of gas over the cross section of the desorption column model and Rashig rings. The process of oil stripping is carried out at an absolute pressure in the column equal to 0.1; 0.12; 0.2 and 0.25 MPa. Through a Schott filter, a hydrocarbon gas with a molar fraction of hydrogen sulfide equal to 0.5 is supplied to the desorption column model; 0.8; one; 1.5; 2; 3% The specific gas flow rate varies from 1 to 25 m 3 / m 3 of oil until the mass fraction of hydrogen sulfide in oil reaches no more than 200 ppm, which is periodically determined by taking oil samples from a desorption column model and analyzing to determine the mass fraction of hydrogen sulfide in oil. Hydrogen sulfide-containing gas released during oil stripping is passed through two successive drexels with a solution of cadmium acetate to absorb hydrogen sulfide from the gas. To measure the volume of gas blowing use a gas meter. Loss of oil with stripping gas is determined by weighing oil on an electronic balance. Investigations of the blow-off process are carried out with oil selected at UPVSN NGDU Nurlatneft and NGDU Leninogorskneft OAO Tatneft. The density and dynamic viscosity of oil of NGDU Nurlatneft at a temperature of 20 ° C are 930 kg / m 3 and 300 MPa · s, respectively. The density and dynamic viscosity of oil NGDU "Leninogorskneft" at a temperature of 20 ° C are 895 kg / m 3 and 40 MPa · s, respectively.
Условия и результаты исследований приведены в таблицах 1 и 2.The conditions and results of the studies are shown in tables 1 and 2.
Сероводородсодержащую нефть с массовой долей воды, равной 2%, загружают в реакционную колбу и нагревают до температуры 40°С. Затем в нефть вводят ММЭА в мольном соотношении моноэтаноламин: формалин 1:4 в количестве 7 г на 1 г сероводорода. Далее реакционную смесь перемешивают на магнитной мешалке в течение 1 часа для осуществления процесса нейтрализации сероводорода в нефти, после чего в нее подают 5; 10; 15% пресной промывочной воды и в течение 2 часов производят отстой (обессоливание) нефти с последующим определением содержания сероводорода, хлористых солей и воды в нефти.Hydrogen sulfide-containing oil with a mass fraction of water equal to 2% is charged into the reaction flask and heated to a temperature of 40 ° C. Then, MMEA is introduced into the oil in a molar ratio of monoethanolamine: formalin 1: 4 in an amount of 7 g per 1 g of hydrogen sulfide. Next, the reaction mixture is stirred on a magnetic stirrer for 1 hour to carry out the process of neutralizing hydrogen sulfide in oil, after which 5; 10; 15% of fresh washing water and for 2 hours they sediment (desalting) the oil, followed by determination of the content of hydrogen sulfide, chloride salts and water in the oil.
Условия и результаты исследований приведены в таблице 3.The conditions and results of the studies are shown in table 3.
Сероводородсодержащую нефть с массовой долей воды, равной 2%, загружают в реакционную колбу и нагревают до температуры 40°С. Далее в нефть подают 5; 10; 15% пресной промывочной воды и в течение 2 часов производят отстой (обессоливание) нефти, после чего вводят ММЭА в мольном соотношении моноэтаноламин: формалин 1:4 в количестве 7 г на 1 г сероводорода. Затем реакционную смесь перемешивают на магнитной мешалке в течение 1 часа для осуществления процесса нейтрализации сероводорода в нефти с последующим определением содержания сероводорода, хлористых солей и воды в нефти.Hydrogen sulfide-containing oil with a mass fraction of water equal to 2% is charged into the reaction flask and heated to a temperature of 40 ° C. Then 5 are fed into the oil; 10; 15% of fresh washing water and sediment (desalination) of oil is carried out for 2 hours, after which MMEA is introduced in the molar ratio of monoethanolamine: formalin 1: 4 in the amount of 7 g per 1 g of hydrogen sulfide. Then the reaction mixture is stirred on a magnetic stirrer for 1 hour to carry out the process of neutralizing hydrogen sulfide in oil, followed by determination of the content of hydrogen sulfide, chloride salts and water in the oil.
Условия и результаты исследований приведены в таблице 3.The conditions and results of the studies are shown in table 3.
Данные, представленные в таблицах 1 и 2, показывают, что поступление дополнительного количества сероводородсодержащего газа на УСО при проведении процесса отдувки нефти сероводородсодержащим газом в десорбционной колонне существенно снижается с повышением вязкости и плотности нефти. Установлено, что с увеличением температуры нефти и снижением давления в десорбционной колонне дополнительное поступление сероводородсодержащего газа с десорбционной колонны и потери нефти с газом отдувки возрастают. В связи с этим наиболее целесообразно осуществлять отдувку нефти до значения массовой доли сероводорода в нефти не более 200 ppm сероводородсодержащим газом с мольной долей сероводорода, не превышающей 1,5% при температуре 25-50°С, и абсолютном давлении 0,1-0,12 МПа. При условии необходимости проведения отдувки нефти при более высокой температуре, равной 50-70°С, и давлении в десорбционной колонне, близком к атмосферному, не исключается возможность проведения отдувки нефти сероводородсодержащим газом с более высокой мольной долей сероводорода (например, отдувку нефти НГДУ «Нурлатнефть» в десорбционной колонне возможно осуществить сероводородсодержащим газом с мольной долей сероводорода, не превышающей 2%, до значения его массовой доли в нефти не более 200 ppm при температуре нефти 70°С и абсолютном давлении 0,1 МПа).The data presented in tables 1 and 2 show that the flow of an additional amount of hydrogen sulfide-containing gas to the ODS during the process of blowing oil with hydrogen sulfide-containing gas in a desorption column significantly decreases with increasing viscosity and density of oil. It was found that with an increase in oil temperature and a decrease in pressure in the desorption column, the additional supply of hydrogen sulfide-containing gas from the desorption column and the loss of oil with the stripping gas increase. In this regard, it is most advisable to blow off oil to a mass fraction of hydrogen sulfide in oil of not more than 200 ppm hydrogen sulfide-containing gas with a molar fraction of hydrogen sulfide not exceeding 1.5% at a temperature of 25-50 ° C, and an absolute pressure of 0.1-0, 12 MPa. If it is necessary to carry out oil stripping at a higher temperature of 50-70 ° C and a pressure in the desorption column close to atmospheric, the possibility of oil stripping with hydrogen sulfide-containing gas with a higher molar fraction of hydrogen sulfide (for example, oil blowing NGDU Nurlatneft "In the desorption column, it is possible to carry out a hydrogen sulfide-containing gas with a molar fraction of hydrogen sulfide not exceeding 2%, up to its mass fraction in oil of not more than 200 ppm at an oil temperature of 70 ° C and absolute pressure SRI 0.1 MPa).
Из таблицы 3 видно, что введение ММЭА в нефть до подачи пресной промывочной воды (до обессоливания), по сравнению с введением ММЭА в нефть после подачи пресной промывочной воды (после обессоливания), позволяет более эффективно снизить массовую долю воды в товарной нефти и последствие отрицательного влияния продуктов реакции ММЭА с сероводородом при проведении анализа по определению концентрации хлористых солей в нефти по методу ГОСТ 21534-76 (метод А - титрованием водного экстракта). Введение ММЭА в нефть с исходной массовой долей сероводорода до 200 ppm не оказывает существенного отрицательного влияния на качество товарной нефти по массовой доле воды и концентрации хлористых солей. При этом нефть относится к первой группе, так как, согласно ГОСТ Р 51858-2002, массовая доля воды и концентрация хлористых солей в нефти не превышают значения 0,1% и 100 мг/дм3 соответственно. Подача пресной промывочной воды более 10% в нефть не целесообразна ввиду того, что массовая доля воды и концентрация хлористых солей в нефти снижаются незначительно.From table 3 it can be seen that the introduction of MMEA in oil before the supply of fresh washing water (before desalting), compared with the introduction of MMEA in oil after supplying fresh washing water (after desalination), allows to more effectively reduce the mass fraction of water in the marketable oil and the negative the influence of the reaction products of MMEA with hydrogen sulfide during the analysis to determine the concentration of chloride salts in oil according to the method of GOST 21534-76 (method A - titration of an aqueous extract). The introduction of MMEA in oil with an initial mass fraction of hydrogen sulfide up to 200 ppm does not have a significant negative effect on the quality of commercial oil in terms of the mass fraction of water and the concentration of chloride salts. Moreover, oil belongs to the first group, since, according to GOST R 51858-2002, the mass fraction of water and the concentration of chloride salts in oil do not exceed the values of 0.1% and 100 mg / dm 3, respectively. The supply of fresh flushing water of more than 10% to oil is not advisable due to the fact that the mass fraction of water and the concentration of chloride salts in oil are reduced slightly.
Предлагаемое сочетание физических (многоступенчатая сепарация нефти, отдувка нефти сероводородсодержащим газом в десорбционной колонне) и химического (нейтрализация сероводорода в нефти ММЭА) методов удаления сероводорода из нефти при ее подготовке в указанной последовательности позволит:The proposed combination of physical (multi-stage oil separation, oil stripping with hydrogen sulfide-containing gas in a desorption column) and chemical (neutralization of hydrogen sulfide in MMEA oil) methods for removing hydrogen sulfide from oil during its preparation in the indicated sequence will allow:
- повысить качество товарной нефти за счет снижения массовой доли сероводорода и воды в ней до требуемых ГОСТ Р 51858-2002 значений и исключения последствия отрицательного влияния продуктов реакции ММЭА с сероводородом при проведении анализа по определению концентрации хлористых солей в нефти по методу ГОСТ 21534-76 (метод А - титрованием водного экстракта);- to improve the quality of marketable oil by reducing the mass fraction of hydrogen sulfide and water in it to the values required by GOST R 51858-2002 and eliminating the consequences of the negative influence of the reaction products of MMEA with hydrogen sulfide during the analysis to determine the concentration of chloride salts in oil according to the method of GOST 21534-76 ( method A - titration of an aqueous extract);
- повысить степень очистки газа от сероводорода на УСО за счет снижения поступления на УСО дополнительного количества сероводородсодержащего газа;- to increase the degree of gas purification from hydrogen sulfide at USO due to a decrease in the intake of USO of an additional amount of hydrogen sulfide-containing gas;
- увеличить безаварийный срок службы оборудования и нефтепроводов за счет снижения сероводородной коррозии, предотвратить загрязнение окружающей среды сернистыми соединениями при транспортировке и хранении товарной нефти;- to increase the trouble-free service life of equipment and oil pipelines by reducing hydrogen sulfide corrosion, to prevent environmental pollution by sulfur compounds during transportation and storage of marketable oil;
- снизить затраты, связанные с подготовкой сероводородсодержащей нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002, за счет снижения металлоемкости газопровода подачи сероводородсодержащего газа с УПВСН на установку его подготовки и исключения необходимости прокладки дополнительного газопровода транспортировки очищенного от сероводорода газа с УСО до УПВСН. Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти технологичен и прост в исполнении. Его реализация возможна как на существующих УПВСН, так и на вновь проектируемых установках.- reduce the costs associated with the preparation of hydrogen sulfide-containing oil to the requirements of GOST R 51858-2002, by reducing the metal consumption of the gas pipeline supplying hydrogen sulfide gas from UPVSN for the installation of its preparation and eliminating the need to lay an additional gas pipeline for transportation of gas purified from hydrogen sulfide from USO to UPVSN. The proposed method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil is technologically advanced and simple to implement. Its implementation is possible both on existing UPVSN, and on newly designed installations.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006108786/04A RU2305123C1 (en) | 2006-03-20 | 2006-03-20 | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006108786/04A RU2305123C1 (en) | 2006-03-20 | 2006-03-20 | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2305123C1 true RU2305123C1 (en) | 2007-08-27 |
Family
ID=38597097
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006108786/04A RU2305123C1 (en) | 2006-03-20 | 2006-03-20 | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2305123C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102139852A (en) * | 2010-02-01 | 2011-08-03 | 张晖 | Method and device for realizing safe centralized transportation of single-well oil tank trucks for crude oils with high hydrogen sulfide content |
| RU2456053C2 (en) * | 2010-10-25 | 2012-07-20 | Рафаиль Хаялетдинович Мухутдинов | Plant to clean oil from hydrogen sulphide and mercaptans |
| RU2578155C1 (en) * | 2015-01-29 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation for treatment of oil containing hydrogen sulphide |
| 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 |
-
2006
- 2006-03-20 RU RU2006108786/04A patent/RU2305123C1/en active
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102139852A (en) * | 2010-02-01 | 2011-08-03 | 张晖 | Method and device for realizing safe centralized transportation of single-well oil tank trucks for crude oils with high hydrogen sulfide content |
| RU2456053C2 (en) * | 2010-10-25 | 2012-07-20 | Рафаиль Хаялетдинович Мухутдинов | Plant to clean oil from hydrogen sulphide and mercaptans |
| 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 |
| RU2578155C1 (en) * | 2015-01-29 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation for treatment of 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 |
| 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 |
|---|---|---|
| RU2305123C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment | |
| RU2490309C2 (en) | Method of diesel fuel denitration | |
| RU2472563C1 (en) | Waste flow treatment plant | |
| CN104496099B (en) | Sodium sulfate wastewater method of comprehensive utilization in coal tar processing and device | |
| RU2652408C1 (en) | System for development of heavy oil and natural bitumen deposit | |
| RU2442816C1 (en) | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil | |
| RU2372379C1 (en) | Cleaning method of hydrogen sulfide- and mercaptan bearing oil | |
| RU2220756C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process | |
| RU2316377C1 (en) | Method of preparing hydrosulfide-containing oil | |
| RU2309002C2 (en) | Oil refining installation (versions) | |
| RU2349365C1 (en) | Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions) | |
| RU2424035C1 (en) | Carbon sulphide-containing oil treatment plant | |
| RU63241U1 (en) | INSTALLATION OF OIL CLEANING FROM HYDROGEN SULFUR AND MERCAPTANES | |
| RU2283856C2 (en) | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process | |
| RU2387695C1 (en) | Oil refining unit (versions) | |
| RU2597092C1 (en) | Method of preparing oil containing hydrogen sulphide | |
| RU2412740C1 (en) | Installation for treatment of oil containing carbon sulfide | |
| RU2529677C1 (en) | Preparation of hydrogen-sulphide-bearing oil | |
| RU82698U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| RU2698891C1 (en) | Method of preparing hydrogen sulphide-containing oil with high concentration of hydrogen sulphide | |
| RU2557002C1 (en) | Method of oil preparation | |
| CN106085499A (en) | A kind of condensate fiber liquid film deodorizing technology | |
| RU2218974C1 (en) | A method of preparation of hydrogen sulfide- and mercaptan-bearing petroleum for transportation | |
| CN109310946A (en) | Gaseous hydrocarbon feedstock removes hydrogen sulfide and mercaptan device, method and catalyst | |
| RU2417247C1 (en) | Procedure for refining oil from hydrogen sulphide |