RU2387695C1 - Oil refining unit (versions) - Google Patents
Oil refining unit (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2387695C1 RU2387695C1 RU2008143360/04A RU2008143360A RU2387695C1 RU 2387695 C1 RU2387695 C1 RU 2387695C1 RU 2008143360/04 A RU2008143360/04 A RU 2008143360/04A RU 2008143360 A RU2008143360 A RU 2008143360A RU 2387695 C1 RU2387695 C1 RU 2387695C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- pressure
- separator
- reaction mixture
- pipe
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к установкам очистки сероводородсодержащих нефтей, и может быть использовано для промысловой очистки высокосернистых нефтей от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002).The invention relates to the oil and gas industry, in particular to installations for the purification of hydrogen sulfide-containing oils, and can be used for commercial purification of high-sulfur oils from hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans to the level of modern requirements (GOST R 51858-2002).
Известна установка очистки товарной нефти от сероводорода, включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, буферная емкость, блок нейтрализации сероводорода, содержащий узел приготовления и хранения реагента-нейтрализатора, поршневой насос-дозатор, гаситель пульсации давления, установленный на выкидном трубопроводе насоса-дозатора, и сужающий элемент, установленный после гасителя пульсаций давления, центробежный насос нефти, установленный после буферной емкости, и узел транспортировки очищенной товарной нефти (RU 45293, B01D 19/00, 2005 г., Бюл.№13).A known installation for the purification of commercial oil from hydrogen sulfide, including a supply line for sulfur dioxide, a buffer tank, a block of neutralization of hydrogen sulfide containing a unit for the preparation and storage of a reagent-neutralizer, a piston metering pump, a pressure pulsation damper installed on the discharge pipe of the metering pump, and a constricting element installed after the pressure pulsation damper, a centrifugal oil pump installed after the buffer tank, and a unit for transporting refined salable oil (RU 45293,
Основным недостатком указанной установки является то, что она требует значительных материальных расходов и эксплуатационных затрат на очистку высокосернистой нефти из-за чрезмерно высокого расхода дорогостоящего реагента на нейтрализацию содержащегося сероводорода (~0,9 т/ч или ~8 тыс.т/год). Кроме того, эксплуатация данной установки приводит к загрязнению очищенной товарной нефти нежелательными продуктами нейтрализации сероводорода, увеличению содержания в ней воды (за счет образования реакционной воды и введения воды в составе применяемого реагента-нейтрализатора). Кроме того, она не обеспечивает очистку сероводород- и меркаптансодержащей нефти одновременно от легких метил-, этилмеркаптанов до уровня современных требований.The main disadvantage of this installation is that it requires significant material costs and operating costs for the purification of sour oil due to the excessively high consumption of an expensive reagent to neutralize the contained hydrogen sulfide (~ 0.9 t / h or ~ 8 thousand tons / year). In addition, the operation of this installation leads to the contamination of purified crude oil with undesirable products of neutralizing hydrogen sulfide, an increase in its water content (due to the formation of reaction water and the introduction of water as part of the used reagent-neutralizer). In addition, it does not provide the purification of hydrogen sulfide and mercaptan-containing oil simultaneously from light methyl-, ethyl mercaptans to the level of modern requirements.
Наиболее близкой к предлагаемой является установка окислительной очистки нефти от сероводорода и легких меркаптанов, включающая подводящий трубопровод сернистой нефти, сырьевую емкость, узел приготовления, хранения и дозировки водного раствора щелочи и раствора фталоцианинового катализатора окисления, содержащий емкость раствора щелочи, емкость раствора катализатора, снабженную барботирующим устройством для продувки раствора катализатора инертным газом (азотом), насосы-дозаторы для подачи растворов щелочи и катализатора в поток сернистой нефти, и блок окислительной очистки нефти, содержащий центробежный насос нефти, устройство для подачи воздуха, устройство для смешения воздуха с нефтью, установленное на трубопроводе нефти после насоса, подогреватель нефти, реактор окисления колонного типа, емкость-отстойник для сбора реакционной смеси, нижняя часть которой соединена трубопроводом через регулятор расхода с сырьевой емкостью для возврата части реакционной смеси на смешение с сернистой нефтью, и емкость-сепаратор для разделения реакционной смеси, вход которой соединен трубопроводом с емкостью для ее сбора, верхняя часть ее соединена трубопроводом для отвода сепарированного отработанного воздуха на факел, а нижняя ее часть - трубопроводом для отвода отделенного водно-солевого раствора в канализацию сточных вод. При этом в качестве устройства для подачи воздуха используют воздушный компрессор или напорный инжектор, а устройство для смешения сжатого воздуха с нефтью выполнено в виде тора с отверстиями (RU 2120464, C10G 27/06, 1998 г., Бюл. №29).Closest to the proposed installation is the oxidative purification of oil from hydrogen sulfide and light mercaptans, including a supply line for sulfur dioxide, a feed tank, a unit for the preparation, storage and dosage of an aqueous alkali solution and a phthalocyanine oxidation catalyst solution containing an alkali solution tank, a catalyst solution tank equipped with a bubbling a device for purging the catalyst solution with an inert gas (nitrogen), metering pumps for supplying alkali and catalyst solutions to a stream with oil, and an oxidative oil refining unit, comprising a centrifugal oil pump, an air supply device, an air-oil mixing device installed in the oil pipeline after the pump, an oil heater, a column type oxidation reactor, a settling tank for collecting the reaction mixture, lower part of which is connected by a pipeline through a flow regulator to a feed tank to return part of the reaction mixture to mix with sulfur oil, and a separator tank for separating the reaction mixture, the inlet of which Uniform conduit with a container for collecting it, its upper part is connected to a conduit for discharging the separated exhaust air to the torch, while the lower part - a conduit for discharging the separated water-salt solution to the sewer wastewater. In this case, an air compressor or a pressure injector is used as an air supply device, and a device for mixing compressed air with oil is made in the form of a torus with holes (RU 2120464, C10G 27/06, 1998, Bull. No. 29).
Недостатком указанной установки является то, что она не обеспечивает получение товарной нефти, соответствующей современным требованиям по нормируемым показателям качества "Массовая доля воды" и "Концентрация хлористых солей", особенно при очистке тяжелых карбоновых нефтей с высоким содержанием сероводорода (300-600 ppm и более). Это связано с тем, что при очистке высокосернистых нефтей в результате протекания реакций окисления сероводорода и меркаптанов образуется значительное количество реакционной воды. Кроме того, в поток нефти дополнительно вводится вода вместе с применяемыми водными растворами щелочи и катализатора окисления. Образование реакционной воды и внесение ее в составе растворов щелочи и катализатора окисления приводит к увеличению ее содержания в очищенной нефти выше норм ГОСТ Р 51858 (не более 0,5% для первой и второй групп нефти). Кроме того, как показали проведенные испытания, присутствие в составе очищенной нефти водорастворимых продуктов окисления сероводорода (сульфитных солей) мешает определению хлористых солей по стандартной методике ГОСТ 21534-76 (метод А-титрованием водного экстракта), давая завышенный результат содержания хлористых солей в товарной нефти. Очистка тяжелых нефтей с повышенным содержанием сероводорода требует проведения процесса окисления при высоком давлении (1,5-3 МПа) для обеспечения растворения стехиометрически необходимого количества воздуха в очищаемой нефти и, следовательно, использования многоступенчатых воздушных компрессоров, центробежных нефтяных насосов и толстостенных реактора окисления, трубопроводов, что приводит к увеличению эксплуатационных и капитальных затрат. Кроме того, очистка таких нефтей на указанной установке может привести к сероотложениям в оборудовании и средствах КИПиА, т.к. основное количество содержащегося сероводорода окисляется воздухом до элементарной серы, обладающей адгезионным и коррозионным свойствами. На указанной установке предусмотрен раздельный ввод в поток очищаемой нефти 25-45%-ного водного раствора щелочи и 0,15-0,25%-ного раствора фтолоцианинового катализатора в воде, очищенной от расворенного кислорода продувкой инертным газом (азотом), что усложняет установку и приводит к увеличению затрат. Эти и другие существенные недостатки препятствуют широкому использованию известной установки для промысловой очистки нефтей с высоким содержанием сероводорода.The disadvantage of this installation is that it does not provide marketable oil that meets modern requirements for standardized quality indicators "Mass fraction of water" and "Concentration of chloride salts", especially when refining heavy carbon oils with a high content of hydrogen sulfide (300-600 ppm or more ) This is due to the fact that when refining high sulfur oils as a result of oxidation reactions of hydrogen sulfide and mercaptans, a significant amount of reaction water is formed. In addition, water is additionally introduced into the oil stream along with the aqueous solutions of alkali and oxidation catalyst used. The formation of reaction water and its introduction in the composition of alkali solutions and an oxidation catalyst leads to an increase in its content in purified oil above the standards of GOST R 51858 (not more than 0.5% for the first and second groups of oil). In addition, as the tests showed, the presence of water-soluble oxidation products of hydrogen sulfide (sulfite salts) in the composition of refined oil interferes with the determination of chloride salts according to the standard method GOST 21534-76 (A-titration of an aqueous extract), giving an overestimated result of the content of chloride salts in marketable oil . Refining heavy oils with a high content of hydrogen sulfide requires an oxidation process at high pressure (1.5-3 MPa) to ensure the dissolution of the stoichiometrically necessary amount of air in the refined oil and, therefore, the use of multi-stage air compressors, centrifugal oil pumps and thick-walled oxidation reactors, pipelines , which leads to an increase in operating and capital costs. In addition, the purification of such oils at the specified installation can lead to sulfur deposition in equipment and instrumentation, since the main amount of hydrogen sulfide contained is oxidized by air to elemental sulfur, which has adhesive and corrosion properties. The specified installation provides for a separate injection of a 25-45% aqueous solution of alkali and a 0.15-0.25% solution of a phtholocyanine catalyst in water purified from dissolved oxygen by purging with an inert gas (nitrogen) into the flow of purified oil; this complicates the installation and leads to increased costs. These and other significant disadvantages prevent the widespread use of the known installation for field treatment of oils with a high content of hydrogen sulfide.
Указанные недостатки в значительной мере устраняются описываемой ниже предлагаемой установкой очистки нефти (варианты).These shortcomings are largely eliminated by the following proposed oil refining unit (options).
Предлагаемая установка (вариант 1) включает подводящий трубопровод сернистой нефти, сырьевую емкость, узел приготовления и хранения раствора катализатора окисления и блок окислительной очистки нефти, содержащий насос(ы)-дозатор(ы) для подачи раствора катализатора в поток очищаемой нефти, центробежный насос нефти, всасывающий трубопровод которого соединен с напорным трубопроводом насоса(ов)-дозатора(ов) и сырьевой емкостью, подводящий трубопровод сжатого воздуха, устройство для смешения воздуха с очищаемой нефтью, установленное на трубопроводе сернистой нефти после центробежного насоса, реактор окисления, емкость для сбора реакционной смеси, нижняя(кубовая) часть которой соединена трубопроводом через регулятор расхода и подводящий трубопровод с сырьевой емкостью для возврата части реакционной смеси на смешение с сернистой нефтью, и нефтегазовый сепаратор низкого давления для разделения реакционной смеси, вход которого соединен трубопроводом с емкостью для сбора реакционной смеси, которая, в отличие от известной установки (прототипа), снабжена по меньшей мере двумя буферными емкостями для отделения воды от очищенной нефти, параллельно соединенными трубопроводом через запорную арматуру с нижней (кубовой) частью нефтегазового сепаратора реакционной смеси низкого давления с возможностью последовательного приема разгазированной очищенной нефти из куба этого сепаратора (и последующей последовательной откачки товарной нефти потребителю), причем нижняя (кубовая) часть их соединена трубопроводом с системой сбора и утилизации сточных (пластовых) вод и/или с емкостью-сборником водонефтяных эмульсий; при этом сырьевая емкость выполнена в виде нефтегазового сепаратора низкого давления с возможностью сепарации снижением давления смеси исходной сернистой нефти с рециркулируемой реакционной смесью от содержащегося газа, а емкость для сбора реакционной смеси - в виде нефтегазового сепаратора высокого давления с возможностью частичной сепарации снижением давления реакционной смеси от отработанного воздуха, причем верх их сообщен с факельной системой. Кроме того, установка снабжена трубопроводом(ами) подачи пресной промывочной воды и/или деэмульгатора, соединенным(ыми) со входным трубопроводом нефтегазового сепаратора реакционной смеси низкого давления, и статическим смесителем, установленным на входном трубопроводе этого сепаратора после точки ввода пресной воды или деэмульгатора, причем трубопровод подачи пресной воды или деэмульгатора может быть снабжен обратным клапаном и форсункой(ами) или перфорированной трубкой с заглушенным концом, установленной(ыми) в трубопроводе реакционной смеси перед статическим смесителем. При этом сырьевая емкость-сепаратор низкого давления оснащена барботером газа, например выполненным в виде перфорированной трубки(ок) и установленным в ее нижней(кубовой) части, и соединенным трубопроводом через регулятор давления с верхней частью емкости-сепаратора реакционной смеси высокого давления с возможностью подачи сепарированного отработанного воздуха на отдувку сероводорода из исходной сернистой нефти. При этом верх сырьевой емкости-сепаратора низкого давления сообщен с системой сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов. Кроме того, установка может быть снабжена подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного (нефтяного или природного) газа, соединенным через регулятор расхода и обратный клапан с барботером газа с возможностью подачи газа на отдувку сероводорода из сернистой нефти. Для исключения попадания нефти трубопровод подачи сжатого воздуха снабжен обратным клапаном. Для обеспечения стабильности подачи раствора катализатора напорный трубопровод насоса(ов)-дозатора(ов) может быть снабжен гасителем пульсаций давления, жидкостным фильтром(ами), обратным клапаном и форсункой(ами) или перфорированной трубкой с заглушенным концом, установленной(ыми) в трубопроводе нефти перед центробежным насосом. При этом в качестве раствора катализатора окисления преимущественно используют 0,05-0,15%-ный раствор водорастворимой соли или пирофосфатного комплекса меди или кобальта в 20-30%-ном водном растворе аммиака или в 10-20%-ном водном растворе едкого натра, или 0,04-0,1%-ный раствор фталоцианинового комплекса кобальта в 20-30%-ном водном растворе аммиака(аммиачной воде), взятый из расчета 0,5-1,5 л/куб.м нефти.The proposed installation (option 1) includes a sulfur dioxide oil feed pipe, a raw material tank, an oxidation catalyst solution preparation and storage unit, and an oxidative oil refining unit, comprising a pump (s) -doser (s) for supplying a catalyst solution to the stream of purified oil, an oil centrifugal pump the suction pipe of which is connected to the pressure pipe of the pump (s) -doser (s) and the raw material tank, the supply pipe of compressed air, a device for mixing air with cleaned oil mounted on pipes sulphurous oil wire after a centrifugal pump, an oxidation reactor, a tank for collecting the reaction mixture, the lower (bottom) part of which is connected by a pipeline through a flow regulator and a supply pipe to a raw material tank to return part of the reaction mixture to mix with sulfur oil, and a low-pressure oil and gas separator for separation of the reaction mixture, the inlet of which is connected by a pipeline to a container for collecting the reaction mixture, which, in contrast to the known installation (prototype), is equipped with at least two abstraction tanks for separating water from refined oil, parallelly connected by a pipeline through valves to the bottom (bottom) part of the oil and gas separator of the low pressure reaction mixture with the possibility of sequentially receiving degassed purified oil from the cube of this separator (and subsequent sequential pumping of marketable oil to the consumer), the lower the (bottoms) part of them is connected by a pipeline to the system for collecting and utilizing wastewater (formation) water and / or to a collection tank for oil-water emulsions; wherein the feed tank is made in the form of a low-pressure oil and gas separator with the possibility of separating by reducing the pressure of the mixture of the initial sulfur oil with the recirculated reaction mixture from the contained gas, and the tank for collecting the reaction mixture is in the form of a high-pressure oil and gas separator with the possibility of partial separation by reducing the pressure of the reaction mixture from exhaust air, the top of which is connected to the flare system. In addition, the installation is equipped with a pipeline (s) for supplying fresh washing water and / or a demulsifier connected to the inlet pipe of the oil and gas separator of the low pressure reaction mixture, and a static mixer installed on the inlet pipe of this separator after the fresh water or demulsifier inlet point, moreover, the pipeline for supplying fresh water or a demulsifier can be equipped with a check valve and nozzle (s) or a perforated tube with a plugged end installed (s) in the reaction pipe onnoy mixture before the static mixer. In this case, the low-pressure feed tank separator is equipped with a gas bubbler, for example, made in the form of a perforated tube (s) and installed in its lower (bottom) part, and connected via a pressure regulator to the upper part of the high-pressure reaction mixture separator tank with the possibility of feeding separated exhaust air for blowing hydrogen sulfide from the source of sulfur dioxide. At the same time, the top of the low-pressure separator feed tank is connected to the system for collecting and utilizing low-pressure petroleum gases. In addition, the installation can be equipped with a supply line of low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon (oil or natural) gas, connected through a flow regulator and a check valve with a gas bubbler with the possibility of supplying gas to blow off hydrogen sulfide from sulfur dioxide. To prevent oil ingress, the compressed air supply pipe is equipped with a check valve. To ensure the stability of the catalyst solution supply, the pressure pipe of the pump (s) -doser (s) can be equipped with a pressure pulsation dampener, a liquid filter (s), a check valve and nozzle (s) or a perforated tube with a plugged end installed in the pipe (s) oil in front of a centrifugal pump. Moreover, a 0.05-0.15% solution of a water-soluble salt or pyrophosphate complex of copper or cobalt in a 20-30% aqueous solution of ammonia or in a 10-20% aqueous solution of sodium hydroxide is predominantly used as an oxidation catalyst solution. , or 0.04-0.1% solution of the cobalt phthalocyanine complex in a 20-30% aqueous solution of ammonia (ammonia water), taken from the calculation of 0.5-1.5 l / cubic meter of oil.
Сущность заявляемого изобретения заключается в том, что установка дополнительно содержит по меньшей мере две буферные емкости, параллельно соединенные через запорную арматуру с нефтегазовым сепаратором реакционной смеси, и снабжена трубопроводом(ами) подачи пресной воды и/или деэмульгатора, соединенным(ыми) со входным трубопроводом сепаратора, что позволяет при эксплуатации установки вводить в поток частично сепарированной нефти пресную воду и деэмульгатор для отмывки от водорастворимых продуктов окисления сероводорода(сульфитных солей),а затем осуществлять выдержку полностью сепарированной и очищенной нефти в буферной емкости в статическом режиме (в режиме отстоя воды). При такой выдержке очищенной нефти создаются благоприятные условия для отстоя эмульсионной воды, так как устраняются возмущения, мешающие процессу гравитационного отстоя. При выдержке нефти в первой буферной емкости очищенная от сероводорода и промытая пресной водой нефть из нефтегазового сепаратора принимается во вторую буферную емкость. После выдержки в статическом режиме и отстоя воды очищенная, обезвоженная и обессоленная товарная нефть из первой емкости откачивается на сдачу в магистральный нефтепровод(потребителю). При повторном заполнении первой буферной емкости вторую заполненную буферную емкость также ставят на выдержку, т.е. в режим отстоя воды. При реализации такого режима последовательного функционирования буферных емкостей достигается практически полное отделение от очищенной нефти воды, содержащей водорастворимые продукты окисления сероводорода, в результате чего исключается негативное влияние их на результат определения хлористых солей в товарной нефти по стандартной методике ГОСТ 21534, и обеспечивается получение очищенной товарной нефти в соответствии требованиями ГОСТ Р 51858. В преимущественном варианте реализации установка очистки нефти включает три параллельно соединенные буферные емкости (резервуара), каждая из которых последовательно функционирует в одном из режимов «заполнение - отстой воды- выведение (откачка) очищенной товарной нефти». Выполнение сырьевой емкости в виде нефтегазового сепаратора позволяет осуществлять сепарацию исходной сернистой нефти с рециркулируемой реакционной смесью снижением давления до близкого к атмосферному (0,105-0,12 МПа), в результате чего достигается частичное десорбционное удаление из исходной сернистой нефти содержащегося сероводорода за счет отдувки его с отработанным воздухом, выделяющимся из рециркулируемой реакционной смеси при снижении давления. Выполнение емкости для сбора реакционной смеси в виде нефтегазового сепаратора и оснащение сырьевой емкости-сепаратора барботером газа позволяют осуществлять частичную сепарацию реакционной смеси снижением давления (до 0,2-0,5 МПа) и подать выделяющийся отработанный воздух (азот) через регулятор давления и барботер газа в сырьевую емкость-сепаратор на отдувку сероводорода из исходной нефти, что обеспечивает повышение степени десорбционного удаления сероводорода. Снабжение установки подводящим трубопроводом углеводородного (попутного или природного) газа позволяет подать в сырьевую емкость-сепаратор через регулятор расхода и барботер дополнительное (оптимальное) количество газа, что обеспечивает десорбционное удаление из исходной сернистой нефти основного количества (более 50%) содержащегося сероводорода. Предварительное десорбционное удаление сероводорода из исходной нефти в сырьевой емкости-сепараторе позволяет несколько снизить содержание общей серы в очищенной товарной нефти, уменьшить загрязнение ее нежелательными продуктами окисления сероводорода (в том числе коррозионной элементной серой) и, главное, значительно уменьшить расход воздуха на последующую окислительную доочистку нефти, следовательно снизить необходимое давление проведения процесса окисления и, тем самым, исключить необходимость использования многоступенчатых воздушных компрессоров и высоконапорных нефтяных насосов, толстостенных аппаратов и трубопроводов. Предварительное десорбционное удаление части сероводорода в сырьевой емкости-сепараторе низкого давления позволяет также снизить расход раствора катализатора окисления и, следовательно, уменьшить затраты на очистку нефти. Наличие гасителя пульсаций давления и форсунки (или перфорированной трубки) обеспечивают равномерность подачи раствора катализатора в поток очищаемой нефти и, следовательно, повышение степени окисления сероводорода и легких меркаптанов в реакторе. Использование в качестве катализатора окисления соли или пирофосфатного комплекса меди или кобальта позволяет исключить необходимость предварительной очистки воды и раствора щелочи от растворенного кислорода продувкой азотом и, следовательно, упростить узел приготовления раствора катализатора.The essence of the claimed invention lies in the fact that the installation additionally contains at least two buffer tanks, connected in parallel through valves to the oil and gas separator of the reaction mixture, and is equipped with a pipeline (s) for supplying fresh water and / or a demulsifier connected with the inlet pipe separator, which allows the operation of the unit to introduce into the stream of partially separated oil fresh water and a demulsifier for washing water-soluble products of oxidation of hydrogen sulfide (sulfite salts), and then carry out the exposure of fully separated and refined oil in a buffer tank in a static mode (in the mode of water sludge). With such exposure of the refined oil, favorable conditions are created for the sedimentation of emulsion water, since disturbances that interfere with the process of gravitational sedimentation are eliminated. When the oil is kept in the first buffer tank, the oil purified from the hydrogen sulfide and washed with fresh water from the oil and gas separator is taken into the second buffer tank. After aging in static mode and water sludge, refined, dehydrated and desalted crude oil is pumped from the first tank for delivery to the main oil pipeline (consumer). When refilling the first buffer tank, the second filled buffer tank is also put on hold, i.e. in the mode of sludge When such a regime of successive functioning of buffer tanks is implemented, an almost complete separation of water from the refined oil containing water-soluble products of hydrogen sulfide oxidation is achieved, as a result of which their negative effect on the determination of chloride salts in marketable oil by the standard method GOST 21534 is eliminated, and production of purified marketable oil is ensured in accordance with the requirements of GOST R 51858. In a preferred embodiment, the oil refining unit includes three in parallel with union of the buffer tank (reservoir), each of which is sequentially operated in one mode "filling - sucks water- excretion (recovery) of purified commercial oil". The implementation of the feed tank in the form of an oil and gas separator allows the separation of the source sulfur dioxide oil with the recirculated reaction mixture by reducing the pressure to close to atmospheric (0.105-0.12 MPa), which results in partial desorption removal of the source of hydrogen sulfide from the source sulfur dioxide by blowing it off exhaust air released from the recirculated reaction mixture with a decrease in pressure. The implementation of the tank for collecting the reaction mixture in the form of an oil and gas separator and equipping the raw material separator tank with a gas bubbler allows partial separation of the reaction mixture by reducing the pressure (to 0.2-0.5 MPa) and supplying the exhaust air (nitrogen) through the pressure regulator and bubbler gas into the feed tank separator for blowing hydrogen sulfide from the source oil, which increases the degree of desorption removal of hydrogen sulfide. Providing the installation with a supply pipeline of hydrocarbon (associated or natural) gas, it is possible to supply an additional (optimal) amount of gas to the feed separator tank through a flow regulator and bubbler, which ensures desorption removal of the main amount (more than 50%) of the hydrogen sulfide contained in the initial sulfurous oil. Preliminary desorption removal of hydrogen sulfide from the source oil in the feed tank separator can slightly reduce the total sulfur content in the refined crude oil, reduce its pollution with undesirable hydrogen sulfide oxidation products (including corrosive elemental sulfur) and, most importantly, significantly reduce the air consumption for subsequent oxidative purification oil, therefore, reduce the necessary pressure of the oxidation process and, thereby, eliminate the need for multi-stage ozdushnyh compressors and high-pressure oil pump, the thick-walled vessels and pipelines. Preliminary desorption removal of part of the hydrogen sulfide in the feed tank-low pressure separator can also reduce the consumption of the oxidation catalyst solution and, therefore, reduce the cost of refining the oil. The presence of a pressure pulsation dampener and a nozzle (or perforated tube) ensure a uniform supply of the catalyst solution to the stream of refined oil and, consequently, an increase in the oxidation state of hydrogen sulfide and light mercaptans in the reactor. The use of copper or cobalt as a catalyst for the oxidation of a salt or pyrophosphate complex eliminates the need for preliminary purification of water and alkali solution from dissolved oxygen by nitrogen purging and, therefore, simplifies the site of preparation of the catalyst solution.
Таким образом, при реализации предлагаемой установки обеспечивается получение очищенной товарной нефти более высокого качества (по нормируемым показателям: концентрация хлористых солей -не более 100 мг/дм3; массовая доля воды - не более 0,5%; массовая доля сероводорода - не более 20 ppm и массовая доля метил-, этилмеркаптанов в сумме - не более 40 ppm в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858), и исключается негативное влияние продуктов окисления сероводорода на ход и результат определения хлористых солей в товарной нефти по стандартной методике ГОСТ 21534, а также достигается снижение энергетических и материальных затрат при эксплуатации установки.Thus, the implementation of the proposed installation ensures the production of refined marketable oil of higher quality (according to standardized indicators: the concentration of chloride salts is not more than 100 mg / dm 3 ; the mass fraction of water is not more than 0.5%; the mass fraction of hydrogen sulfide is not more than 20 ppm and the mass fraction of methyl, ethyl mercaptans in the total is not more than 40 ppm in accordance with the requirements of GOST R 51858), and the negative effect of hydrogen sulfide oxidation products on the course and the result of determination of chloride salts in marketable oil by the standard GOS method is excluded 21534, and also achieves a reduction in energy and material costs for the plant.
На фиг.1 представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти. В преимущественном варианте установка содержит подводящие трубопровод сернистой нефти 1 и углеводородного газа 3, сырьевую емкость-сепаратор низкого давления 2, оснащенную барботером газа 4, узел приготовления и хранения водно-щелочного или водно-аммиачного раствора катализатора окисления, включающий емкость(и) приема и хранения рабочего раствора катализатора 5, насосы-дозаторы 6 (рабочий и резервный), напорный трубопровод 7 которых снабжен гасителем пульсаций давления 8, жидкостным фильтром 9, обратным клапаном 10 и перфорированной трубкой с заглушенным концом 11, установленной в трубопроводе нефти, центробежные нефтяные насосы 12 (рабочий и резервный), подводящий трубопровод сжатого воздуха 13 (воздушный компрессор с ресивером не показаны), устройство для смешения воздуха с нефтью 14, реактор окисления 15, емкость-сепаратор реакционной смеси высокого давления 16, кубовая часть которой трубопроводом 18 через подводящий трубопровод 1 соединена с сырьевой емкостью-сепаратором, а верх - трубопроводом 17 со входом барботера газа, нефтегазовый сепаратор низкого давления 22, вход которого соединен трубопроводом 19 с емкостью-сепаратором реакционной смеси высокого давления, а верх - трубопроводом 23 отвода сепарированного отработанного воздуха на факел, трубопровод(ы) подачи пресной воды и деэмульгатора 20, снабженный(ые) обратным клапаном 10 и перфорированной трубкой 11, установленной на входном трубопроводе нефтегазового сепаратора, статический смеситель 21, установленный на входном трубопроводе нефтегазового сепаратора после точки ввода пресной воды, и буферные емкости 25 и 26, входы которых через запорную арматуру параллельно соединены трубопроводом 24 с нижней частью нефтегазового сепаратора, а также запорно-регулирующую арматуру и средства КИПиА (не указаны).Figure 1 presents a schematic diagram of the proposed installation of oil refining. In an advantageous embodiment, the installation comprises a supply line for sulphurous oil 1 and
Установка очистки нефти в преимущественном варианте работает следующим образом. Подготовленную сернистую нефть, содержащую более 400 ppm сероводорода и легких меркаптанов, по трубопроводу 1 подают в сырьевую емкость-сепаратор 2, снабженную барботером газа 4, соединенным с подводящим трубопроводом углеводородного газа 3. В емкости-сепараторе 2 за счет снижения давления до 0,105-0,11 МПа происходит сепарация исходной сернистой нефти с отделением сероводородсодержащего газа. Для повышения степени удаления содержащегося сероводорода по трубопроводу 3 через регулятор расхода (не показан) и барботер 4 подают малосернистый или сероочищенный нефтяной или природный газ, предпочтительно взятый из расчета 2-6 нм3/м3 поступающей сернистой нефти. Сероводородсодержащий отдувочный газ с верха емкости-сепаратора 2 через регулятор давления и газосепаратор (не показаны) направляют в существующую систему сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов (или в факельную систему). Частично очищенную от сероводорода нефть из куба емкости-сепаратора 2 насосом 12 подают в реактор 15. При этом в поток нефти насосом-дозатором 6 по трубопроводу 7, снабженному гасителем пульсаций давления 8, жидкостным фильтром 9 и обратным клапаном 10, непрерывно вводят(дозируют) через перфорированную трубку 11 расчетное количество раствора катализатора окисления. Потребное количество катализатора рассчитывают с учетом того, что значительная часть сероводорода (более 50%) удаляется из нефти в емкости-сепараторе 2. Учитывая высокую стабильность, доступность и сравнительно низкую стоимость, в качестве катализатора окисления преимущественно используют 0,05-0,15%-ный раствор сульфата или пирофосфатного комплекса меди в ~25%-ном водном растворе аммиака (в аммиачной воде) или в ~20%-ном водном растворе едкого натра (RU 2167187), взятый из расчета 0,5-1,5 л/м3 нефти. Эффективное смешение раствора катализатора с очищаемой нефтью происходит в центробежном насосе 12, т.е. он используется одновременно как напорный насос и как смеситель. В поток нефти с эмульгированным в ней раствором катализатора после насоса 12 по трубопроводу 13 через регулятор расхода и смеситель 14 подают расчетное количество сжатого воздуха. Потребное количество воздуха для окисления также рассчитывают с учетом того, что значительная часть сероводорода удаляется из нефти в емкости-сепараторе 2. В реакторе 15 колонного типа, например снабженном ситчатыми провальными тарелками, при температуре 30-60°С и под давлением, обеспечивающем практически полное растворение введенного воздуха в нефти (0,6-1,5 МПа), происходит каталитическое окисление сероводорода и легких меркаптанов растворенным кислородом воздуха. Реакционная смесь с верха реактора 15 через регулятор давления поступает в емкость-сепаратор 16, где за счет снижения давления до 0,2-0,5 МПа происходит сепарация реакционной смеси от отработанного воздуха. Отделенный отработанный воздух (азот с легкими углеводородами С1-С4) по трубопроводу 17 через регулятор давления и расходомер подают под своим давлением через барботер газа 4 в сырьевую емкость-сепаратор 2 на отдувку сероводорода из очищаемой нефти (в период пусконаладки установки по трубопроводу 23 направляется в факельную систему на сжигание примесей сернистых соединений и легких углеводородов). Подача отделенного отработанного воздуха в сырьевую емкость-сепаратор 2 позволяет значительно сократить расход углеводородного газа на отдувку сероводорода из исходной нефти. Частично сепарированную реакционную смесь в количестве до 20-30% из куба сепаратора 16 по трубопроводу 18 под своим давлением через регулятор расхода возвращают в сырьевую емкость-сепаратор 2, где за счет снижения давления до близкого к атмосферному (0,105-0,11 МПа) происходит ее сепарация совместно с исходной нефтью, что позволяет снизить расход катализатора окисления и углеводородного газа на отдувку сероводорода из сернистой нефти. Основная часть частично сепарированной реакционной смеси по трубопроводу 19 под своим давлением поступает в нефтегазовый сепаратор низкого давления 22, где за счет снижения давления до 0,105-0,12 МПа происходит отделение отработанного воздуха, который по трубопроводу 23 направляется в факельную систему на сжигание. При этом в поток частично сепарированной реакционной смеси по трубопроводу 20 вводят через перфорированную трубку 11 пресную воду из расчета 30-100 л/куб.м, а при очистке тяжелых карбоновых нефтей - подогретую до 50-60°С пресную воду и водорастворимый деэмульгатор, взятый из расчета 30-80 г/куб.м нефти. В статическом смесителе 21, в качестве которого преимущественно используют смесительный клапан, происходит смешение и отмывка реакционной смеси от водорастворимых продуктов окисления сероводорода (сульфитных солей). Водонефтяная эмульсия из куба сепаратора 22 по трубопроводу 24 поступает в первую буферную емкость (резервуар) 25, а после ее заполнения - во вторую емкость 26. В период заполнения второй емкости первую емкость 25 ставят на выдержку в статическом режиме в течение не менее 3-х часов, т.е. в режим отстоя воды, в результате чего достигается эффективное отделение от очищенной нефти воды, содержащей водорастворимые продукты окисления сероводорода, и, тем самым, исключается их негативное влияние на результат определения хлористых солей в очищенной товарной нефти. После выдержки очищенная от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов и обезвоженная до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из емкости 25 поступает на сдачу в магистральный нефтепровод (потребителю), а отделенную водную фазу из куба буферной емкости периодически (по мере накопления) направляют в систему сбора и утилизации сточных (пластовых) вод или в дренажную емкость-сборник водонефтяных эмульсий (некондиционной нефти). После заполнения вторую буферную емкость 26 также ставят на выдержку, а водонефтяную эмульсию из куба сепаратора 22 принимают в опорожненную емкость 25 либо в третью буферную емкость (на схеме не показана).Installation of oil refining in the preferred embodiment, works as follows. Prepared sulphurous oil containing more than 400 ppm of hydrogen sulfide and light mercaptans is piped 1 to a
Названный технический результат - повышение качества товарной нефти, получаемой на установке, исключение негативного влияния продуктов окисления сероводорода на результат определения хлористых солей в товарной нефти и снижение затрат - достигается также при реализации и эксплуатации предлагаемого описываемого ниже варианта установки очистки нефти.The named technical result — improving the quality of marketable oil obtained at the facility, eliminating the negative effect of hydrogen sulfide oxidation products on the determination of chloride salts in marketable oil and reducing costs — is also achieved by the implementation and operation of the proposed variant of the oil refining plant described below.
Предлагаемая установка (вариант 2) включает подводящий трубопровод сернистой нефти, сырьевую емкость, узел приготовления и хранения раствора катализатора окисления и блок окислительной очистки нефти, содержащий насос(ы)-дозатор(ы) раствора катализатора, центробежный насос нефти, всасывающий трубопровод которого соединен с напорным трубопроводом насоса(ов)-дозатора(ов) и сырьевой емкостью, подводящий трубопровод сжатого воздуха, устройство для смешения воздуха с очищаемой нефтью, установленное на трубопроводе сернистой нефти после центробежного нефтяного насоса, реактор окисления, емкость для сбора реакционной смеси, кубовая часть которой соединена трубопроводом через регулятор расхода и подводящий трубопровод с сырьевой емкостью для возврата части реакционной смеси на смешение с сернистой нефтью, и нефтегазовый сепаратор низкого давления для разделения реакционной смеси, вход которого соединен трубопроводом с емкостью для сбора реакционной смеси, которая, в отличие от известной установки (прототипа), снабжена, по меньшей мере, одним электродегидратором для отделения воды от очищенной нефти, установленным после нефтегазового сепаратора низкого давления, и дополнительно содержит центробежный(ые) насос(ы), всасывающий трубопровод которого(ых) соединен с нижней (кубовой) частью нефтегазового сепаратора реакционной смеси низкого давления, а напорный - со входом электродегидратора, трубопровод(ы) подачи пресной промывочной воды и/или деэмульгатора, соединенный(ые) со всасывающим или напорным трубопроводом центробежного насоса, и статический смеситель, установленный на напорном трубопроводе цетробежного насоса перед электродегидратором, причем нижняя часть электродегидратора соединена трубопроводом с системой сбора и утилизации сточных (пластовых) вод; при этом сырьевая емкость выполнена в виде нефтегазового сепаратора низкого давления с возможностью сепарации снижением давления смеси исходной сернистой нефти с рециркулируемой реакционной смесью от содержащегося газа, а емкость для сбора реакционной смеси - в виде нефтегазового сепаратора высокого давления с возможностью частичной сепарации отработанного воздуха снижением давления реакционной смеси, причем верх их сообщен с факельной системой. При этом сырьевая емкость-сепаратор низкого давления оснащена барботером газа, установленным в ее нижней (кубовой) части и соединенным трубопроводом через регулятор давления с верхней частью емкости-сепаратора реакционной смеси высокого давления с возможностью подачи сепарированного отработанного воздуха на отдувку сероводорода из исходной сернистой нефти. Кроме того, установка может быть снабжена подводящим трубопроводом малосернистого или сероочищенного углеводородного (нефтяного или природного) газа, соединенным через регулятор расхода и обратный клапан с барботером газа с возможностью подачи газа на отдувку сероводорода из сернистой нефти. При этом верх сырьевой емкости-сепаратора низкого давления сообщен с системой сбора и утилизации низконапорных нефтяных газов. Для исключения попадания нефти трубопровод подачи сжатого воздуха снабжен обратным клапаном. Трубопроводы подачи пресной воды и деэмульгатора могут быть снабжены обратным клапаном и форсункой(ами) или перфорированной трубкой с заглушенным концом, установленной(ыми) в напорном трубопроводе центробежного насоса перед электродегидратором или перед статическим смесителем. Для обеспечения стабильности подачи раствора катализатора напорный трубопровод насоса(ов)-дозатора(ов) может быть снабжен гасителем пульсаций давления, жидкостным фильтром(ами), обратным клапаном и форсункой(ами) или перфорированной трубкой с заглушенным концом, установленной(ыми) в трубопроводе нефти перед центробежным насосом. В качестве раствора катализатора окисления преимущественно используют 0,05-0,15%-ный раствор водорастворимой соли или пирофосфатного комплекса меди или кобальта в 20-30%-ном водном растворе аммиака или в 10 - 20%-ном водном растворе едкого натра, или 0,04-0,1%-ный раствор фталоцианинового комплекса кобальта в 20-30%-ном водном растворе аммиака.The proposed installation (option 2) includes a sulfur dioxide oil feed pipe, a raw material tank, an oxidation catalyst solution preparation and storage unit, and an oxidative oil purification unit, comprising a catalyst solution pump (s) -doser (s), an oil centrifugal pump, the suction pipe of which is connected to the pressure pipe of the pump (s) -doser (s) and a feed tank, the supply pipe of compressed air, a device for mixing air with refined oil, installed on the pipeline of sulfur dioxide after prices a robotic oil pump, an oxidation reactor, a tank for collecting the reaction mixture, the bottom part of which is connected by a pipe through a flow regulator and a supply pipe to a feed tank to return part of the reaction mixture to mix with sulfur oil, and a low-pressure oil and gas separator for separating the reaction mixture, the input of which connected by a pipeline to a container for collecting the reaction mixture, which, in contrast to the known installation (prototype), is equipped with at least one electric dehydrator for the department water from purified oil, installed after the low-pressure oil and gas separator, and further comprises a centrifugal pump (s), the suction pipe of which (s) is connected to the lower (still) part of the low-pressure oil and gas separator, and the pressure head to the inlet an electric dehydrator, a fresh wash water and / or demulsifier supply line (s) connected to a suction or pressure line of a centrifugal pump, and a static mixer mounted on the pressure line of the centrifugal pump a pump in front of the electric dehydrator, the lower part of the electric dehydrator being connected by a pipeline to a system for collecting and utilizing wastewater (formation) water; the feed tank is made in the form of a low-pressure oil and gas separator with the possibility of separating, by reducing the pressure, the mixture of the initial sulfur oil with the recirculated reaction mixture from the contained gas, and the reaction tank is in the form of a high-pressure oil and gas separator with the possibility of partial separation of the exhaust air by reducing the reaction pressure mixtures, and their top communicated with the flare system. In this case, the low-pressure feed tank separator is equipped with a gas bubbler installed in its lower (bottom) part and connected by a pipe through a pressure regulator to the upper part of the high-pressure reaction mixture separator tank with the possibility of supplying the separated exhaust air to blow off hydrogen sulfide from the source of sulfur dioxide. In addition, the installation can be equipped with a supply line of low-sulfur or sulfur-purified hydrocarbon (oil or natural) gas, connected through a flow regulator and a check valve with a gas bubbler with the possibility of supplying gas to blow off hydrogen sulfide from sulfur dioxide. At the same time, the top of the low-pressure separator feed tank is connected to the system for collecting and utilizing low-pressure petroleum gases. To prevent oil ingress, the compressed air supply pipe is equipped with a check valve. Fresh water and demulsifier supply pipelines can be equipped with a check valve and nozzle (s) or perforated tube with a plugged end installed (s) in the pressure line of the centrifugal pump in front of the dehydrator or in front of the static mixer. To ensure the stability of the catalyst solution supply, the pressure pipe of the pump (s) -doser (s) can be equipped with a pressure pulsation dampener, a liquid filter (s), a check valve and nozzle (s) or a perforated tube with a plugged end installed in the pipe (s) oil in front of a centrifugal pump. As the oxidation catalyst solution, a 0.05-0.15% solution of a water-soluble salt or pyrophosphate complex of copper or cobalt in a 20-30% aqueous solution of ammonia or in a 10-20% aqueous solution of caustic soda, or 0.04-0.1% solution of the cobalt phthalocyanine complex in a 20-30% aqueous ammonia solution.
По сущности второй вариант предлагаемой установки отличается от первого ее варианта только тем, что процесс отделения эмульсионной воды, содержащей водорастворимые продукты окисления сероводорода, от очищенной и сепарированной нефти осуществляется в электродегидраторе. Наличие электродегидратора позволяет повысить эффективность деэмульсации стойких водонефтяных эмульсий, образующихся при окислительной очистке тяжелых и битуминозных высокосернистых нефтей с применением водно-щелочных растворов катализатора окисления, и тем самым, обеспечивается получение очищенной товарной нефти в соответствии нормами ГОСТ Р 51858 по показателям концентрация хлористых солей и массовая доля воды.In essence, the second variant of the proposed installation differs from its first variant only in that the process of separating emulsion water containing water-soluble products of oxidation of hydrogen sulfide from refined and separated oil is carried out in an electric dehydrator. The presence of an electric dehydrator makes it possible to increase the efficiency of the demulsification of persistent oil-water emulsions generated during the oxidative purification of heavy and bituminous high-sulfur oils using aqueous-alkaline solutions of the oxidation catalyst, and thereby, purified crude oil is obtained in accordance with GOST R 51858 in terms of concentration of chloride salts and mass share of water.
На фиг.2 представлена принципиальная схема предлагаемой установки очистки нефти (вариант 2). Установка содержит подводящий трубопровод сернистой нефти 1 и углеводородного газа 3, сырьевую емкость-сепаратор 2, оснащенную барбатером газа 4, узел приготовления и хранения водно-щелочного или водно-аммиачного раствора катализатора окисления, включающий емкость(и) приема и хранения рабочего раствора катализатора 5, насосы-дозаторы 6 (рабочий и резервный), напорный трубопровод 7 которых снабжен гасителем пульсаций давления 8, жидкостным фильтром 9, обратным клапаном 10 и перфорированной трубкой с заглушенным концом 11, установленной в трубопроводе нефти, центробежные нефтяные насосы 12 (рабочий и резервный), подводящий трубопровод сжатого воздуха 13, устройство для смешения воздуха с нефтью 14, реактор окисления 15, емкость-сепаратор реакционной смеси высокого давления 16, кубовая часть которой трубопроводом 18 соединена с сырьевой емкостью, а верх трубопроводом 17 соединен со входом барботера газа, нефтегазовый сепаратор низкого давления 22, верх которого соединен трубопроводом 23 отвода отработанного воздуха на факел, центробежные насосы 27 (рабочий и резервный), всасывающий трубопровод 24 которых соединен с трубопроводом подачи деэмульгатора 20 и нижней (кубовой) частью нефтегазового сепаратора, а напорный трубопровод 28 соединен с трубопроводом подачи пресной промывочной воды 29, статический смеситель 21, установленный на напорном трубопроводе центробежного насоса, и электродегидратор 30, вход которого через смеситель соединен с напорным трубопроводом центробежного насоса, а нижняя (кубовая) часть соединена трубопроводом 31 отвода отделенной воды в систему сбора и утилизации сточных (пластовых) вод, а также запорно-регулирующую арматуру и средства КИПиА (не показаны).Figure 2 presents a schematic diagram of the proposed installation of oil refining (option 2). The installation comprises a supply pipe for sulfur dioxide 1 and hydrocarbon gas 3, a feed tank separator 2, equipped with a gas bubbler 4, a unit for preparing and storing an aqueous-alkaline or aqueous-ammonia solution of an oxidation catalyst, including a container (s) for receiving and storing a working solution of catalyst 5 , metering pumps 6 (working and standby), the pressure pipe 7 of which is equipped with a pressure pulsation dampener 8, a liquid filter 9, a check valve 10 and a perforated tube with a plugged end 11 installed in the pipe oil wire, centrifugal oil pumps 12 (operating and standby), a compressed air supply pipe 13, a device for mixing air with oil 14, an oxidation reactor 15, a separator tank of the high pressure reaction mixture 16, the bottom part of which is connected to the feed tank by a pipe 18, and the top of the pipe 17 is connected to the inlet of the gas bubbler, a low-pressure oil and gas separator 22, the top of which is connected by a pipe 23 of exhaust air to the torch, centrifugal pumps 27 (working and standby), the suction pipe the wire 24 of which is connected to the supply pipe of the demulsifier 20 and the lower (bottom) part of the oil and gas separator, and the pressure pipe 28 is connected to the supply pipe of fresh washing water 29, a static mixer 21 installed on the pressure pipe of the centrifugal pump, and an electric dehydrator 30, the input of which is through the mixer connected to the pressure pipe of the centrifugal pump, and the lower (still) part is connected by a pipe 31 to drain the separated water into the system for collecting and recycling wastewater (formation) water, as well as Adjusts the valve means and instrumentation (not shown).
Установка очистки нефти от сероводорода работает аналогично вышеописанному (варианту 1) и в тех же режимах за исключением следующих отличий. Согласно второму варианту предлагаемой установки, очищенную от сероводорода и сепарированную от отработанного воздуха нефть из куба нефтегазового сепаратора низкого давления 22 центробежным насосом 27 по напорному трубопроводу 28 подают в электродегидратор 30. При этом для повышения эффективности процесса деэмульсации в поток нефти перед центробежным насосом 27 по трубопроводу 20 вводят деэмульгатор из расчета 30-80 г/куб.м нефти, а после центробежного насоса по трубопроводу 29 через перфорированную трубку 11 вводят пресную воду из расчета 30-80 л/куб.м нефти. Эффективное смешение деэмульгатора с нефтью происходит в центробежном насосе 27, а пресной воды - в статическом смесителе 21, например представляющем собой смесительный (эмульсионный) клапан. В электродегидраторе 30 под электрическим воздействием происходит эффективная деэмульсация и практически полное отделение от очищенной нефти воды, содержащей водорастворимые продукты окисления сероводорода и, тем самым, исключается их негативное влияние на результат определения хлористых солей в товарной нефти по стандартной методике ГОСТ 21534. Отделенную водную фазу из нижней части электродегидратора по трубопроводу 31 направляют в систему сбора и утилизации сточных (пластовых) вод. Очищенная от сероводорода и легких меркаптанов и обезвоженная, обессоленная до норм ГОСТ Р 51858 товарная нефть из электродегидратора под своим давлением поступает на сдачу в магистральный нефтепровод (потребителю).Installation of oil purification from hydrogen sulfide works similarly to the above (option 1) and in the same modes except for the following differences. According to the second variant of the proposed installation, the oil purified from the hydrogen sulfide and separated from the exhaust air from the cube of the low-pressure oil and
Последний вариант установки очистки нефти может быть использован для окислительной очистки тяжелых и битуминозных высокосернистых нефтей, склонных к образованию стойких водонефтяных эмульсий.The last version of the oil refining unit can be used for the oxidative purification of heavy and bituminous high-sulfur oils, prone to the formation of persistent water-oil emulsions.
Таким образом, как видно из вышеизложенного, предлагаемая установка (варианты) по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:Thus, as can be seen from the foregoing, the proposed installation (options) compared with the prototype has the following advantages:
- обеспечивается снижение содержания воды и хлористых солей в очищенной товарной нефти до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858);- provides a decrease in the content of water and chloride salts in refined crude oil to the level of modern requirements (GOST R 51858);
- исключается негативное влияние водорастворимых продуктов каталитического окисления сероводорода на результат определения хлористых солей в очищенной товарной нефти по стандартной методике (ГОСТ 21534); - eliminates the negative impact of water-soluble products of the catalytic oxidation of hydrogen sulfide on the result of the determination of chloride salts in refined crude oil by a standard method (GOST 21534);
- обеспечивается некоторое снижение содержания общей серы в очищенной товарной нефти (на 0,02-0,1% мас. в зависимости от содержания сероводорода в очищаемой нефти);- provides a certain decrease in the total sulfur content in the refined salable oil (by 0.02-0.1% wt. depending on the content of hydrogen sulfide in the refined oil);
- обеспечивается существенное снижение (в 2 и более раза) расхода сжатого воздуха на окислительную очистку нефти и, следовательно, давления проведения процесса окисления, что позволяет отказаться от использования на установке многоступенчатых воздущных компрессоров, высоконапорных нефтяных насосов и толстостенных аппаратов и трубопроводов;- a significant reduction (by 2 or more times) of the compressed air consumption for the oxidative purification of oil and, consequently, the pressure of the oxidation process is ensured, which eliminates the use of multi-stage air compressors, high-pressure oil pumps and thick-walled apparatus and pipelines;
- обеспечивается снижение расхода щелочного агента (едкого натра или аммиака) и катализатора окисления на окислительную очистку нефти, что позволяет снизить затраты на очистку нефти и уменьшить габариты аппаратов узла приготовления, хранения и дозировки раствора катализатора;- provides a reduction in the consumption of alkaline agent (caustic soda or ammonia) and an oxidation catalyst for the oxidative purification of oil, which reduces the cost of refining the oil and reduces the size of the apparatus for the preparation, storage and dosage of the catalyst solution;
- уменьшается загрязнение очищенной товарной нефти коррозионной элементной серой и возможность сероотложений в технологическом оборудовании, средствах КИПиА;- reduced pollution of refined crude oil with corrosive elemental sulfur and the possibility of sulfur deposition in technological equipment, instrumentation and automation;
- обеспечивается равномерная и бесперебойная подача (дозировка) применяемого раствора катализатора окисления в поток очищаемой нефти и, следовательно, достигается более эффективная очистка нефти от сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов (до норм ГОСТ Р 51858 для нефти вида 1).- provides a uniform and uninterrupted supply (dosage) of the used solution of the oxidation catalyst in the stream of oil being purified and, therefore, more efficient oil purification from hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans is achieved (up to the standards GOST R 51858 for type 1 oil).
Кроме того, предлагаемая установка (вариант 2) позволяет подвергать окислительной очистке тяжелые и битуминозные высокосернистые нефти, склонные к образованию стойких водонефтяных эмульсий в присутствии водно-щелочных растворов катализатора окисления.In addition, the proposed installation (option 2) allows oxidizing treatment of heavy and bituminous high-sulfur oils, prone to the formation of persistent water-oil emulsions in the presence of aqueous alkaline solutions of the oxidation catalyst.
Claims (15)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008143360/04A RU2387695C1 (en) | 2008-10-31 | 2008-10-31 | Oil refining unit (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008143360/04A RU2387695C1 (en) | 2008-10-31 | 2008-10-31 | Oil refining unit (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2387695C1 true RU2387695C1 (en) | 2010-04-27 |
Family
ID=42672593
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008143360/04A RU2387695C1 (en) | 2008-10-31 | 2008-10-31 | Oil refining unit (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2387695C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442816C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil |
| RU2770374C1 (en) * | 2021-03-24 | 2022-04-15 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А." (СГТУ имени Гагарина Ю.А.) | Method of using liquid-gas injector for compressing and supplying gases from hydrotreating unit to fuel network of oil refinery |
| RU2783439C1 (en) * | 2022-02-21 | 2022-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Set for purifying petroleum from hydrogen sulphide and low molecular weight mercaptans |
-
2008
- 2008-10-31 RU RU2008143360/04A patent/RU2387695C1/en active
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442816C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil |
| RU2770374C1 (en) * | 2021-03-24 | 2022-04-15 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А." (СГТУ имени Гагарина Ю.А.) | Method of using liquid-gas injector for compressing and supplying gases from hydrotreating unit to fuel network of oil refinery |
| RU2783439C1 (en) * | 2022-02-21 | 2022-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Set for purifying petroleum from hydrogen sulphide and low molecular weight mercaptans |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9630867B2 (en) | Treatment of spent caustic waste | |
| RU2472563C1 (en) | Waste flow treatment plant | |
| RU2305123C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment | |
| CN104711023A (en) | Treatment method for liquefied petroleum gas sweetening tail gas and alkaline residues and special equipment used in method | |
| CN102557300B (en) | Device and treatment method for desulfurizing and neutralizing liquefied gas alkaline mud | |
| CN103045288A (en) | Comprehensive treatment method of high-sulphur high-COD (Chemical Oxygen Demand) caustic sludge waste liquid | |
| RU2652408C1 (en) | System for development of heavy oil and natural bitumen deposit | |
| CN106861401B (en) | Liquefied petroleum gas desulfurization purification system and purification method | |
| RU56207U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| RU2387695C1 (en) | Oil refining unit (versions) | |
| RU2442816C1 (en) | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil | |
| RU2309002C2 (en) | Oil refining installation (versions) | |
| RU2349365C1 (en) | Installation of purifying oil from hydrogen sulphide and mercaptans (versions) | |
| RU82698U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| RU2220756C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process | |
| RU2424035C1 (en) | Carbon sulphide-containing oil treatment plant | |
| RU63241U1 (en) | INSTALLATION OF OIL CLEANING FROM HYDROGEN SULFUR AND MERCAPTANES | |
| EA016877B1 (en) | Process for removal of non-polar compounds from water | |
| RU55631U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| RU2676055C1 (en) | Installation of complex purification of light-weighted hydrocarbon fractions | |
| RU2412740C1 (en) | Installation for treatment of oil containing carbon sulfide | |
| RU73799U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| CN106085499A (en) | A kind of condensate fiber liquid film deodorizing technology | |
| RU2313563C1 (en) | Installation used for purification of the petroleum from hydrogen sulfide and mercaptans (versions) | |
| RU2196804C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing oil treatment process |