RU2372379C1 - Cleaning method of hydrogen sulfide- and mercaptan bearing oil - Google Patents
Cleaning method of hydrogen sulfide- and mercaptan bearing oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2372379C1 RU2372379C1 RU2008106712/04A RU2008106712A RU2372379C1 RU 2372379 C1 RU2372379 C1 RU 2372379C1 RU 2008106712/04 A RU2008106712/04 A RU 2008106712/04A RU 2008106712 A RU2008106712 A RU 2008106712A RU 2372379 C1 RU2372379 C1 RU 2372379C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- hydrogen sulfide
- reagent
- distillate
- cleaning
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к способам очистки нефти от летучих серосодержащих соединений и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.The invention relates to methods for refining oil from volatile sulfur-containing compounds and can be used in the oil industry.
Известен способ очистки нефти и газоконденсата от низкомолекулярных меркаптанов (метил- и этилмеркаптанов), заключающийся в обработке стабилизированного сырья кислородом воздуха в водном растворе щелочи в присутствии непрерывно вводимого катализаторного комплекса с последующим отделением сырья от водного раствора щелочи (химическая очистка) [1].A known method of purification of oil and gas condensate from low molecular weight mercaptans (methyl and ethyl mercaptans), which consists in processing stabilized raw materials with atmospheric oxygen in an aqueous alkali solution in the presence of a continuously introduced catalyst complex with subsequent separation of the raw material from the aqueous alkali solution (chemical cleaning) [1].
Одним из недостатков способа [1] является необходимость обезвреживания сульфидно-щелочных стоков.One of the disadvantages of the method [1] is the need for the neutralization of sulfide-alkaline effluents.
Известен способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти, включающий концентрирование основной части сероводорода десорбцией и удаление концентрата в газовой фазе путем отдувки углеводородным газом (физическая очистка нефти) и последующей нейтрализации остаточного количества сероводорода и легких меркаптанов в нефти с использованием реакционной смеси (химическая очистка нефти) [2].A known method of preparing hydrogen sulfide- and mercaptan-containing oil, including concentrating the main part of hydrogen sulfide by desorption and removing the concentrate in the gas phase by blowing it with hydrocarbon gas (physical refining of oil) and subsequent neutralization of the residual amount of hydrogen sulfide and light mercaptans in oil using a reaction mixture (chemical refining of oil) [2].
Одним из недостатков способа [2] является существенная потеря ценных низкокипящих бензиновых компонентов нефти с газом.One of the disadvantages of the method [2] is a significant loss of valuable low-boiling gasoline components of oil with gas.
Общим недостатком известных способов по патентам [1] и [2], основанных на очистке стабилизированной нефти путем смешивания ее с химически активным реагентом, является попадание продуктов реакции в товарную нефть при отстаивании из-за малой разности плотностей нефти и реагента, а также большой величины соотношения их расходов.A common disadvantage of the known methods according to patents [1] and [2], based on the purification of stabilized oil by mixing it with a chemically active reagent, is the ingress of reaction products into marketable oil during sedimentation due to the small difference in the densities of the oil and the reagent, as well as the large size the ratio of their costs.
Известен способ подготовки частично стабилизированной, обезвоженной и обессоленной нефти, включающий физическую очистку сырья путем концентрирования низкокипящих компонентов (включая сероводород и легкие меркаптаны) в жидкой фазе дистиллята ректификацией, последующего (вторичного) концентрирования их в газовой фазе дистиллята ректификацией, отбор данного концентрата и нестабильного бензина [3].A known method for the preparation of partially stabilized, dehydrated and desalted oil, including the physical purification of raw materials by concentrating low boiling components (including hydrogen sulfide and light mercaptans) in the liquid phase of the distillate by distillation, subsequent (secondary) concentration of them in the gas phase of the distillate by distillation, the selection of this concentrate and unstable gasoline [3].
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Исходное сырье, нагретое в теплообменниках, подают в первую колонну, работающую на следующем режиме: давление 4-6 кгс/см2; температура верха около 100°С; температура низа 220-260°С. Выходящую с верха колонны широкую бензиновую фракцию направляют в конденсатор-холодильник, где она в основном конденсируется. Конденсат подвергают ректификации во второй колонне с получением дистиллята в виде нестабильного бензина (при необходимости) и газа, а снизу - остатка, который вводят в стабильную нефть, полученную в первой колонне. В низ обеих колонн подают тепло в виде горячей струи, то есть путем циркуляции через печь части остатка колонн. Вторая колонна работает на следующем режиме: давление 7-12 кгс/см2; температура верха 66-88°С; температура низа 110-150°С.The feedstock heated in heat exchangers is fed to the first column operating in the following mode: pressure 4-6 kgf / cm 2 ; top temperature about 100 ° C; bottom temperature 220-260 ° C. The wide gasoline fraction leaving the top of the column is sent to a condenser-refrigerator, where it is mainly condensed. The condensate is rectified in the second column to obtain the distillate in the form of unstable gasoline (if necessary) and gas, and from the bottom - the residue, which is introduced into the stable oil obtained in the first column. Heat is supplied to the bottom of both columns in the form of a hot stream, that is, by circulating through the furnace part of the remainder of the columns. The second column operates in the following mode: pressure 7-12 kgf / cm 2 ; top temperature 66-88 ° С; bottom temperature 110-150 ° С.
Недостатки данного способа:The disadvantages of this method:
- высокая температура нагрева, при которой серосодержащие соединения нефти разлагаются с образованием сероводорода и меркаптанов и других агрессивных, высокотоксичных и неприятно пахнущих компонентов;- a high heating temperature at which sulfur-containing oil compounds decompose with the formation of hydrogen sulfide and mercaptans and other aggressive, highly toxic and unpleasant smelling components;
- получение неочищенных и нестабильных продуктов;- receipt of untreated and unstable products;
- утрата нефтью бензинового потенциала.- loss of oil gasoline potential.
Известен способ очистки нефти от сероводорода и меркаптанов, заключающийся в отгонке из стабилизированной нефти фракции н.к. - 62°С, очистке ее от меркаптанов процессом «Мерокс» с использованием щелочного раствора катализатора и кислорода воздуха как окислителя [4].A known method of purification of oil from hydrogen sulfide and mercaptans, which consists in the distillation from a stabilized oil fraction N. to. - 62 ° C, cleaning it from mercaptans by the Merox process using an alkaline catalyst solution and air oxygen as an oxidizing agent [4].
Недостатком способа являются большие объемы щелочных растворов и подлежащих обезвреживанию сернисто-щелочных стоков.The disadvantage of this method is the large volumes of alkaline solutions and subject to neutralization of sulfur-alkaline effluents.
Известен способ удаления и нейтрализации сероводорода и меркаптанов и установка для его осуществления [5]. Способ заключается в выделении подлежащих удалению компонентов в виде концентрата (дистиллята) гидроциклонированием нефти при 60°С (физическая очистка), сепарации охлажденным до 15°С концентрата при давлении не менее 1,3 ати, контактировании газовой фазы и жидкой фазы концентрата (конденсата), а также гидроциклонированной нефти с избирательно действующим по отношению к сероводороду и меркаптанам реагентом-нейтрализатором (химическая очистка). Гидроциклонирование осуществляют в аппарате специальной конструкции, имеющем обогрев и уменьшающийся угол конусности, а контактирование концентрата с реагентом - в сепараторе, снабженном массообменной насадкой. В качестве реагента- нейтрализатора используют 70%-ный водный раствор 1-гидрокси-2-[1,3 оксазетидин] - 3-ил-этана, имеющего общую формулу C4H9O2N [6].A known method of removing and neutralizing hydrogen sulfide and mercaptans and installation for its implementation [5]. The method consists in isolating the components to be removed in the form of a concentrate (distillate) by hydrocyclone of oil at 60 ° C (physical purification), separation of the concentrate cooled to 15 ° C at a pressure of at least 1.3 psi, contacting the gas phase and the liquid phase of the concentrate (condensate) , as well as hydrocyclone oil with a selective reagent-neutralizer (selectively treating hydrogen sulfide and mercaptans) (chemical treatment). Hydrocyclone is carried out in a special design apparatus, which has heating and a decreasing taper angle, and the concentrate is contacted with the reagent in a separator equipped with a mass transfer nozzle. A 70% aqueous solution of 1-hydroxy-2- [1,3 oxazetidine] -3-yl-ethane having the general formula C 4 H 9 O 2 N [6] is used as a neutralizing reagent.
Основным недостатком данного способа является необходимость химической очистки не только дистиллятной фракции, но и остатка - гидроциклонированной нефти. Вследствие этого, во-первых, продукты реакции неизбежно попадают в товарную нефть при отстаивании; во-вторых, увеличивается расход дорогостоящего реагента, поскольку он расходуется и на более высококипящие меркаптаны, которые целесообразно удалять при переработке нефти.The main disadvantage of this method is the need for chemical purification of not only the distillate fraction, but also the residue - hydrocyclone oil. As a result of this, firstly, the reaction products inevitably enter the marketable oil upon sedimentation; secondly, the consumption of an expensive reagent increases, since it is also spent on higher boiling mercaptans, which are advisable to remove during oil refining.
Известен способ комплексной подготовки нефти, заключающийся в частичной (первичной) ее подготовке путем частичной стабилизации, частичного обезвоживания, частичного обессоливания и последующей (вторичной) подготовке, включающей физическую очистку путем выделения дистиллята, в котором концентрированы газовые компоненты (включая сероводород и легкие меркаптаны), а также низкокипящие бензиновые компоненты в виде верхнего продукта стабилизационной колонны, химическую очистку жидкой фазы дистиллята (нестабильного бензина) экстракцией с использованием химически активного реагента (щелочи), утилизацию отработанного реагента [7]. По технической сущности наиболее близким к заявляемому изобретению является описанный способ в части вторичной подготовки нефти (прототип).A known method for the comprehensive preparation of oil, which consists in partial (primary) preparation by partial stabilization, partial dehydration, partial desalination and subsequent (secondary) preparation, including physical purification by isolating the distillate in which gas components are concentrated (including hydrogen sulfide and light mercaptans), as well as low-boiling gasoline components in the form of the top product of the stabilization column, chemical purification of the liquid phase of the distillate (unstable gasoline) by extraction with using a chemically active reagent (alkali), the disposal of spent reagent [7]. In technical essence, the closest to the claimed invention is the described method in terms of the secondary preparation of oil (prototype).
Недостатком описанного способа является уменьшение в нефти потенциала ценных низкокипящих бензиновых компонентов.The disadvantage of the described method is the reduction in oil potential of valuable low-boiling gasoline components.
Задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности процесса очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов и разработка безотходной технологии очистки.The task of the invention is to increase the efficiency of the process of purification of oil from hydrogen sulfide and light mercaptans and the development of non-waste treatment technology.
Этот технический результат достигается описываемым способом с получением товарной нефти, включающим физическую очистку нефти путем двукратного концентрирования удаляемых компонентов в газовой фазе дистиллята ректификацией и выведением после ректификации с низа колонн жидкой фазы, направляемой в товарную нефть, химическую очистку дистиллята путем извлечения сероводорода и меркаптанов из частично сконденсированного вторичного концентрата совмещенными процессами экстракции, десорбции и абсорбции, осуществляемыми в аппарате колонного типа в присутствии десорбирующего газа и выделенной из нефти воды, куда также подают реагент, обладающий бактерицидной активностью к сульфатвосстанавливающим бактериям и антикоррозионным действием, выделенную очищенную жидкую фазу вторичного концентрата частично направляют в товарную нефть. Частичную конденсацию вторичного концентрата осуществляют путем компримирования и охлаждения.This technical result is achieved by the described method with the production of marketable oil, including physical purification of oil by double concentration of the removed components in the gas phase of the distillate by distillation and removal after rectification from the bottom of the columns of the liquid phase sent to the marketable oil, chemical purification of the distillate by extraction of hydrogen sulfide and mercaptans from partially condensed secondary concentrate combined processes of extraction, desorption and absorption, carried out in the apparatus of the columns type in the presence of a stripping gas and water extracted from oil, where a reagent with bactericidal activity against sulfate-reducing bacteria and anticorrosive action is also supplied, the separated purified liquid phase of the secondary concentrate is partially sent to marketable oil. Partial condensation of the secondary concentrate is carried out by compression and cooling.
Очищенную жидкую фазу вторичного концентрата используют в качестве ингибитора асфальтосмолистопарафиновых отложений на нефтепромыслах и в качестве деэмульгатора на установках подготовки нефти.The purified liquid phase of the secondary concentrate is used as an inhibitor of asphalt-resin-paraffin deposits in oil fields and as a demulsifier in oil treatment plants.
В качестве реагента используют композиции, обладающие бактерицидной активностью к сульфатвосстанавливающим бактериям (биоцид) и антикоррозионным действием [6, 8], преимущественно нейтрализатор сероводорода, 70%-ный водный раствор вещества общей формулы C4H9O2N [6]. Утилизацию разбавленного раствора отработанного реагента осуществляют на нефтепромыслах и установках подготовки нефти как продукта, обладающего бактерицидной активностью к сульфатвосстанавливающим бактериям и антикоррозионным действием.As a reagent, compositions with bactericidal activity against sulfate reducing bacteria (biocide) and anticorrosive action [6, 8], mainly a hydrogen sulfide neutralizer, 70% aqueous solution of a substance of the general formula C 4 H 9 O 2 N [6], are used. Disposal of a diluted solution of spent reagent is carried out at oil fields and oil treatment plants as a product with bactericidal activity to sulfate-reducing bacteria and anti-corrosion effect.
В качестве десорбирующего (отдувочного) газа используют преимущественно очищенный от сероводорода попутный нефтяной или природный газ.As a stripping (stripping) gas, associated petroleum or natural gas predominantly purified from hydrogen sulfide is used.
Применение заявляемого способа дает следующий эффект.The application of the proposed method gives the following effect.
Двукратное концентрированно удаляемых компонентов в газовой фазе ректификацией позволяет существенно (в 4-10 раз) уменьшить долю низкокипящих компонентов нефти, направляемых на очистку химическим методом, снизить расход реагента за счет уменьшения в них доли более высококипящих меркаптанов (начиная с изопропилмеркаптана), улучшить условия проведения процесса экстракции за счет увеличения разности плотностей концентрата и реагента, а также уменьшения величины соотношения их объемов и снизить тем самым (вплоть до нуля) вероятность попадания отработанного реагента в товарную нефть и соответствующие резервуары.Double concentrated components in the gas phase by distillation can significantly (4-10 times) reduce the proportion of low boiling oil components sent for chemical cleaning, reduce the reagent consumption by reducing the proportion of higher boiling mercaptans (starting from isopropyl mercaptan), and improve the conditions for extraction process by increasing the difference in the densities of the concentrate and reagent, as well as reducing the ratio of their volumes and thereby reduce (up to zero) the probability of falling waste spent reagent into marketable oil and associated tanks.
Извлечение удаляемых компонентов из вторичного концентрата после его частичной конденсации позволяет концентрировать сероводород преимущественно в газовой фазе, а легкие меркаптаны - в жидкой фазе.Removing the removed components from the secondary concentrate after partial condensation allows the concentration of hydrogen sulfide mainly in the gas phase, and light mercaptans in the liquid phase.
Совмещение процессов экстракции, десорбции сероводорода в присутствии десорбирующего газа и абсорбции легких меркаптанов и более высококипящих компонентов в одном аппарате колонного типа позволяет интенсифицировать процесс очистки в целом за счет комбинирования химического и физического методов очистки, а также обеспечивает гибкость режима: создается возможность регулирования расхода и степени очистки газа.Combining the processes of extraction, desorption of hydrogen sulfide in the presence of a stripping gas and the absorption of light mercaptans and higher boiling components in a single column-type apparatus makes it possible to intensify the cleaning process as a whole by combining chemical and physical cleaning methods, and also provides flexibility of the regime: it creates the possibility of controlling the flow rate and degree gas purification.
Использование в процессе очистки выделенной из нефти воды позволяет снизить потери реагента и низкокипящих бензиновых компонентов с газом.The use of water extracted from oil during the purification process reduces the loss of reagent and low-boiling gasoline components with gas.
Осуществление частичной конденсации вторичного концентрата путем компримирования и охлаждения обеспечивает гибкость режима при проведении совмещенных процессов экстракции, десорбции и абсорбции в аппарате колонного типа благодаря возможности регулирования соотношения газ: жидкость, а также создает возможность транспортировки выходящих потоков жидкости без применения насосов.Partial condensation of the secondary concentrate by compression and cooling provides the flexibility of the regime when carrying out combined extraction, desorption and absorption processes in a column type apparatus due to the possibility of regulating the gas: liquid ratio, and also creates the possibility of transporting the outgoing liquid flows without the use of pumps.
Использование очищенной жидкой фазы концентрата в качестве ингибитора асфальтосмолистопарафиновых отложений на нефтепромыслах и в качестве деэмульгатора на установках подготовки нефти позволяет уменьшить объем вовлекаемых извне ресурсов и снизить за счет этого удельные расходы на добываемую нефть; направление оставшейся части в товарную нефть увеличивает в ней потенциал низкокипящих бензиновых компонентов.The use of the purified liquid phase of the concentrate as an inhibitor of asphalt-resin-paraffin deposits in oil fields and as a demulsifier in oil treatment plants allows to reduce the volume of external resources and thereby reduce the unit costs of produced oil; the direction of the remaining part to marketable oil increases the potential of low-boiling gasoline components in it.
Использование в качестве реагента известного нейтрализатора сероводорода, 70%-ного водного раствора вещества, общей формулы C4H9O2N 6], образующего при контакте с меркаптанами новое вещество, обладающее бактерицидной активностью к сульфатвосстанавливающим бактериям и антикоррозионным действием, позволяет исключить из технологической схемы очистки нефти стадию регенерации отработанного реагента.The use of a known hydrogen sulfide neutralizing agent, a 70% aqueous solution of a substance of the general formula C 4 H 9 O 2 N 6], which forms a new substance when in contact with mercaptans that has bactericidal activity against sulfate-reducing bacteria and has an anticorrosive effect, makes it possible to exclude from technological Schemes of oil refining stage of regeneration of spent reagent.
Осуществление утилизации разбавленного раствора отработанного реагента на нефтепромыслах и установках подготовки нефти путем использования его бактерицидной активности к сульфатвосстанавливающим бактериям и антикоррозионного действия максимально упрощает этот процесс за счет применения в системе поддержания пластового давления и при подготовке нефти.The utilization of a diluted solution of spent reagent in oil fields and oil treatment plants by using its bactericidal activity to sulfate-reducing bacteria and its anti-corrosion effect makes this process as easy as possible by using reservoir pressure maintenance and oil preparation systems.
Совокупность отличительных признаков в конечном счете позволяет реализовать безотходную технологию очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, снизить расход реагента, максимально сохранить потенциал низкокипящих бензиновых компонентов в товарной нефти, уменьшить объем вовлекаемых извне ресурсов при добыче и подготовке нефти, практически полностью исключить опасность попадания продуктов реакции в товарную нефть и товарные резервуары нефти.The combination of distinctive features ultimately allows implementing a non-waste technology for cleaning oil from hydrogen sulfide and light mercaptans, reducing reagent consumption, maximally preserving the potential of low-boiling gasoline components in marketable oil, reducing the amount of external resources involved in the extraction and preparation of oil, and almost completely eliminating the risk of ingress of reaction products into commodity oil and commodity oil reservoirs.
Принципиальная технологическая схема одного из возможных вариантов реализации способа представлена на чертеже (насосы и вспомогательные узлы не показаны).Schematic diagram of one of the possible variants of the method is presented in the drawing (pumps and auxiliary units are not shown).
Один из возможных вариантов способаOne of the possible options for the method
Частично подготовленную нефть, подлежащую очистке от сероводорода и легких меркаптанов, подают на установку по линии 1. Основную часть нефти направляют по линии 2 для нагрева в теплообменник 3, далее по линии 4 в печь 5 и по линии 6 вводят в среднюю зону ректификационной колонны 7, снабженную контактными устройствами тарельчатого типа и аккумулятором. Остальную часть нефти направляют по линии 8 (без нагрева) в верх колонны 7 в качестве жидкого орошения. В низ этой колонны подают по линии 9 водяной пар в качестве отпаривающего агента. С верха по линии 10 отбирают дистиллят в парогазовой фазе, с низа по линии 11- жидкую фазу нефти, очищенную от удаляемых компонентов физическим методом. Поток нефти после охлаждения в теплообменнике 3 направляют по линии 12 в буферную емкость для очищенной нефти 13. Из аккумулятора колонны 7 выводят по линии 14 всю жидкость, которую направляют в среднюю зону колонны 15, снабженную контактными устройствами тарельчатого типа и предназначенную для вторичной ректификации дистиллята.Partially prepared oil, to be cleaned of hydrogen sulfide and light mercaptans, is fed to the unit through line 1. The main part of the oil is sent through line 2 to the
В низ колонны 15 подают по линии 16 водяной пар в качестве отпаривающего агента. Остаток этой колонны выводят по линии 17 и направляют в низ колонны 7 или в теплообменник 18, далее по линии 19 - в аппарат воздушного охлаждения 20 и по линии 21 - в буферную емкость 13.Steam is supplied via
Парогазовую смесь с верха колонны 15 направляют по линии 22 на смешение с аналогичным потоком колонны 7. Эту смесь подают по линии 23 в конденсатор воздушного охлаждения 24, а образовавшуюся парогазожидкостную смесь направляют по линии 25 в трехфазный сепаратор 26. Сюда же направляют по линии 27 газовую фазу из буферной емкости 13.The gas-vapor mixture from the top of the
Легкую (углеводородную) часть жидкости подают по линии 28 в верх колонны 15, тяжелую фазу жидкости (водяной конденсат) выводят по линии 29. Газовую фазу (концентрат удаляемых компонентов) выводят по линии 30 и подают в компрессор 31, выходящий из него поток направляют по линии 32 в аппарат воздушного охлаждения 33. Образовавшуюся газожидкостную смесь вводят по линии 34 в сепаратор 35. После отделения газовой фазы от жидкой фазы эти потоки подают в разные по высоте сечения аппарата колонного типа 36, снабженного контактными устройствами тарельчатого типа, аккумулятором, а также отстойником с коалесцером в нижней части аппарата, соответственно по линиям 37 и 38, т.е. газовую фазу вводят ниже. В верх аппарата 36 подают водяной конденсат 29 из трехфазного сепаратора 26, под нижнюю тарелку (выше аккумулятора) вводят по линии 39 очищенный от сероводорода отдувочный газ (очищенный от сероводорода попутный нефтяной или природный газ).The light (hydrocarbon) part of the liquid is fed through
Реагент подают на несколько тарелок выше точки ввода жидкой фазы из сепаратора 35 по линии 40 или ниже точки ввода газовой фазы из сепаратора 35 по линии 41.The reagent is served on several plates above the point of entry of the liquid phase from the separator 35 through
С верха аппарата по линии 42 выводят газ, представляющий собой концентрат диоксида углерода (в варианте с вводом реагента по линии 40), который направляют в печь или на аминовую очистку, или концентрат диоксида углерода и сероводорода (в варианте с вводом реагента по линии 41). Последний из указанных вариантов применяется при высоком содержании в нефти сероводорода для снижения расхода реагента за счет концентрирования большей части сероводорода в газе, который направляют на аминовую очистку.From the top of the apparatus, a gas is discharged via
Из аккумулятора аппарата 36 выводят смесь жидкой фазы дистиллята (концентрата) с отработанным реагентом, которую по линии 43 направляют в нижнюю секцию, отстойник-коалесцер 44, где осуществляют разделение смеси путем отстаивания на две фазы: легкую (углеводородную) и тяжелую (водный раствор отработанного реагента).A mixture of the liquid phase of the distillate (concentrate) with the spent reagent is withdrawn from the battery of the
Легкую фазу (очищенную жидкую фазу дистиллята) выводят из системы по линии 45 как продукт (ингибитор асфальтосмолистопарафиновых отложений) отдельно или подают по линии 46 в буферную емкость 13 на смешение с основной массой очищенной нефти.The light phase (the purified liquid phase of the distillate) is removed from the system via
Водный раствор отработанного реагента выводят с низа аппарата по линии 47 как продукт, обладающий бактерицидной активностью к сульфатвосстанавливающим бактериям и антикоррозионным действием. Очищенную нефть из буферной емкости 13 направляют по линии 48 в товарный парк.An aqueous solution of the spent reagent is withdrawn from the bottom of the apparatus via
Описанный способ иллюстрируется следующими численными примерами, приведенными в таблицах 1-3.The described method is illustrated by the following numerical examples shown in tables 1-3.
В таблице 1 приведена характеристика стабилизированной и частично очищенной от двуокиси углерода и сероводорода нефти (I вариант) и стабилизированной нефти (II вариант).Table 1 shows the characteristics of stabilized and partially purified from carbon dioxide and hydrogen sulfide oil (I option) and stabilized oil (II option).
Основные режимные параметры процесса приведены в таблице 2.The main operating parameters of the process are shown in table 2.
В таблице 3 представлены усредненные для двух составов нефти показатели, характеризующие предлагаемый и известный способы в сопоставимых условиях.Table 3 presents the indicators averaged for two oil compositions characterizing the proposed and known methods under comparable conditions.
Данный пример приведен для иллюстрации преимущества лишь двух отличительных признаков предлагаемого способа, относящихся к физической очистке нефти, а именно преимущества двукратной концентрации удаляемых компонентов в газовой фазе дистиллята относительно однократной концентрации их в дистилляте.This example is given to illustrate the advantages of only two distinctive features of the proposed method related to the physical purification of oil, namely the advantages of a double concentration of the removed components in the gas phase of the distillate relative to a single concentration of them in the distillate.
Из данных таблицы 3 видно, что при сопоставимых условиях предлагаемый способ по сравнению с известным, хотя и требует некоторых дополнительных затрат (дополнительная колонна, расход водяного пара больше на 23%, теплосъем с верха колонны - на 14%), однако по основным показателям значительно превосходит его (расход реагента снижается в 2,23 раза, отсутствует опасность попадания продуктов реакции в товарную нефть и соответствующие резервуары и др.). Это является следствием уменьшения расхода дистиллята в среднем в 6,3 раза благодаря двукратному концентрированию в нем удаляемых компонентов.From the data of table 3 it can be seen that under comparable conditions the proposed method, compared with the known one, although it requires some additional costs (additional column, water vapor consumption is 23% more, heat removal from the top of the column is 14%), however, according to the main indicators, surpasses it (reagent consumption is reduced by 2.23 times, there is no danger of the reaction products getting into marketable oil and corresponding tanks, etc.). This is a consequence of a decrease in the consumption of distillate by an average of 6.3 times due to the twofold concentration of the removed components in it.
Источники информацииInformation sources
1.Патент РФ №2087521 с приоритетом от 08.08. 1994, кл. 6 С10G 27/10 «Способ очистки нефти и газоконденсата от низкомолекулярных меркаптанов » /Мазгаров A.M., Вильданов А.Ф., Бажирова Н.Г., Низамутдинова Г.Б., Сухов С.Н.1. RF patent No. 2087521 with a priority of 08.08. 1994, CL 6
2. Патент РФ №2218974 с приоритетом от 07.05.2002, кл. 7 В01D 19/00, В01D 53/52, С10G 27/06, С10G 29/20, С10G 29/24 « Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти».2. RF patent №2218974 with priority of 05/07/2002, cl. 7
3. Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. М.: Недра, 1973, с.152.3. Kasparyants K.S. Field preparation of oil and gas. M .: Nedra, 1973, p. 152.
4. Мазгаров A.M., Видьданов А.Ф. и др. - Химия и технология топлив и масел, 1996 г, №6, с.11.4. Mazgarov A.M., Viddanov A.F. and others. - Chemistry and technology of fuels and oils, 1996, No. 6, p.11.
5. Патент РФ №2272066 с приоритетом от 05.05.2004, кл. С10G 29/00 «Способ удаления и нейтрализации сероводорода и меркаптанов и установка для его осуществления». / Ахсанов P.P., Андрианов В.М., Рамазанов Н.Р., Мурзагильдин З.Г., Дальнова О.А.5. RF patent No. 2272066 with priority dated 05/05/2004, cl.
6. Патент РФ №2173735 с приоритетом от 08.20.1999, кл. С23F 11/12 «Средство для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий». / Андрианов В.М., Алеев Р.С., Гафиатуллин P.P., Дальнова Ю.С.6. RF patent No. 2173735 with priority from 08.20.1999, cl.
7.Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. - М.: Недра, 1977, с.227 (прототип).7.Tronov V.P. Oil field preparation. - M .: Nedra, 1977, p.227 (prototype).
8. Патент РФ №2318864 с приоритетом от 17.11.2006, кл. C10G 29/20, С09К 8/54 «Нейтрализатор сероводорода и меркаптанов» /Фахриев A.M., Фахриев Р.А.8. RF patent No. 2318864 with priority dated November 17, 2006, cl.
Claims (5)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008106712/04A RU2372379C1 (en) | 2008-02-11 | 2008-02-11 | Cleaning method of hydrogen sulfide- and mercaptan bearing oil |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008106712/04A RU2372379C1 (en) | 2008-02-11 | 2008-02-11 | Cleaning method of hydrogen sulfide- and mercaptan bearing oil |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2008106712A RU2008106712A (en) | 2009-08-20 |
RU2372379C1 true RU2372379C1 (en) | 2009-11-10 |
Family
ID=41150791
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008106712/04A RU2372379C1 (en) | 2008-02-11 | 2008-02-11 | Cleaning method of hydrogen sulfide- and mercaptan bearing oil |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2372379C1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2451713C2 (en) * | 2009-12-21 | 2012-05-27 | Владимир Александрович Морозов | Method to remove secondary hydrogen sulphide produced in heavy oil products during their manufacturing |
RU2456053C2 (en) * | 2010-10-25 | 2012-07-20 | Рафаиль Хаялетдинович Мухутдинов | Plant to clean oil from hydrogen sulphide and mercaptans |
RU2478686C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" | Stabilisation and refining method of oil from hydrogen sulphide and mercaptans |
RU2510640C1 (en) * | 2013-01-10 | 2014-04-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method for treatment of oil containing hydrogen sulfide and mercaptan |
MD4420C1 (en) * | 2012-06-26 | 2017-02-28 | Оп "Matricon" Ооо | Use of dark heavy oil components as a catalyst in the oxidative purification of hydrocarbonic compositions from hydrogen sulphide and light mercaptans and process for purification of hydrocarbonic compositions |
-
2008
- 2008-02-11 RU RU2008106712/04A patent/RU2372379C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
В.П.Тронов. Промысловая подготовка нефти, М., "Недра", 1977, 227 с. * |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2451713C2 (en) * | 2009-12-21 | 2012-05-27 | Владимир Александрович Морозов | Method to remove secondary hydrogen sulphide produced in heavy oil products during their manufacturing |
RU2456053C2 (en) * | 2010-10-25 | 2012-07-20 | Рафаиль Хаялетдинович Мухутдинов | Plant to clean oil from hydrogen sulphide and mercaptans |
RU2478686C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "Нефть и газ" | Stabilisation and refining method of oil from hydrogen sulphide and mercaptans |
MD4420C1 (en) * | 2012-06-26 | 2017-02-28 | Оп "Matricon" Ооо | Use of dark heavy oil components as a catalyst in the oxidative purification of hydrocarbonic compositions from hydrogen sulphide and light mercaptans and process for purification of hydrocarbonic compositions |
RU2510640C1 (en) * | 2013-01-10 | 2014-04-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method for treatment of oil containing hydrogen sulfide and mercaptan |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2008106712A (en) | 2009-08-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7214290B2 (en) | Treatment of spent caustic refinery effluents | |
RU2372379C1 (en) | Cleaning method of hydrogen sulfide- and mercaptan bearing oil | |
US7204967B2 (en) | Waste water process with scrubber | |
CN205473138U (en) | Comprehensive processing apparatus of alkaline residue waste liquid | |
CN107699273B (en) | A kind of anhydrous atmospheric and vacuum distillation technique and device | |
WO2013169752A1 (en) | Multi-component scavenging systems | |
TW201708525A (en) | Demetallization of hydrocarbons | |
RU2409609C1 (en) | Method of stabilising hydrogen sulphide- and mercaptan-containing oil | |
RU56207U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
RU2442816C1 (en) | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil | |
RU2309002C2 (en) | Oil refining installation (versions) | |
RU63241U1 (en) | INSTALLATION OF OIL CLEANING FROM HYDROGEN SULFUR AND MERCAPTANES | |
RU2708005C1 (en) | Method of purifying sulphurous alkali waste water | |
RU2425090C1 (en) | Stabilisation and refining method of oil from light mercaptans and hydrogen sulphide | |
RU92421U1 (en) | PLANT FOR DESORPTION OF HYDROGEN SULFUR FROM HIGH-BOILING OIL PRODUCTS | |
RU2451713C2 (en) | Method to remove secondary hydrogen sulphide produced in heavy oil products during their manufacturing | |
RU2708602C1 (en) | Method of purifying sulphur alkali waste water | |
RU2283856C2 (en) | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process | |
RU2718712C1 (en) | Method of purifying sulphur-alkaline sewage waters | |
RU2413753C1 (en) | Procedure for refining oil from hydrogen sulphide and light mercaptans | |
RU2548955C1 (en) | Method of airing and stabilisation of unstable gas condensate in mixture with oil with absorption extraction of mercaptans | |
RU2546668C1 (en) | Method and unit for stabilisation of unstable gas condensate mixed with oil | |
RU55631U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
RU2788945C1 (en) | Device for amine purification of industrial gas and method for its implementation | |
CN111825258B (en) | Coking residual ammonia water treatment device and method |