RU2413751C1 - Procedure for complex processing oil containing hydrogen sulphide - Google Patents
Procedure for complex processing oil containing hydrogen sulphide Download PDFInfo
- Publication number
- RU2413751C1 RU2413751C1 RU2009141769/04A RU2009141769A RU2413751C1 RU 2413751 C1 RU2413751 C1 RU 2413751C1 RU 2009141769/04 A RU2009141769/04 A RU 2009141769/04A RU 2009141769 A RU2009141769 A RU 2009141769A RU 2413751 C1 RU2413751 C1 RU 2413751C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- unit
- degassing
- stage
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам подготовки сероводородсодержащей нефти к транспортировке и может быть использовано в нефтяной промышленности.The invention relates to methods for preparing hydrogen sulfide-containing oil for transportation and can be used in the oil industry.
Известен способ комплексной подготовки нефти, включающий обезвоживание и обессоливание и стабилизацию с отбором легких фракций (бензина) в колонне при температуре низа 274°С, щелочную очистку бензина от серосодержащих соединений (Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. - М.: Недра, 1977. - С.226-228).A known method of integrated oil preparation, including dehydration and desalination and stabilization with the selection of light fractions (gasoline) in the column at a bottom temperature of 274 ° C, alkaline cleaning of gasoline from sulfur-containing compounds (Tronov V.P. Field oil preparation. - M .: Nedra, 1977. - S.226-228).
Недостатком способа являются большие энергозатраты и образование дополнительного количества сероводорода из-за термического разложения нестойких серосодержащих соединений нефти.The disadvantage of this method is the high energy consumption and the formation of an additional amount of hydrogen sulfide due to thermal decomposition of unstable sulfur-containing oil compounds.
Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий продувку нагретой до 100-120°С нефти очищенным от сероводорода газом в отпарной колонне специальной конструкции (Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти зарубежом. М.: Недра, 1983. - С.172-173).A known method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including the purge of heated to 100-120 ° C oil purified from hydrogen sulfide gas in a stripper of a special design (Tronov V.P. Field oil preparation abroad. M .: Nedra, 1983. - S.172-173) .
Недостатком способа является существенное снижение выхода товарной нефти из-за потерь низкокипящих бензиновых фракций (С4+) с продувочным газом.The disadvantage of this method is a significant decrease in the yield of salable oil due to losses of low-boiling gasoline fractions (C 4 +) with purge gas.
Известен также способ очистки нефти от сероводорода и меркаптанов, включающий обезвоживание и обессоливание, и отдувку в колонне, снабженной регулярной насадкой или контактными устройствами с прямоточным взаимодействием фаз при температуре 35-70°С, абсолютном давлении 0,15-0,50 МПа и удельном расходе газа 4-10 нм3 на 1 тонну нефти. При этом достигается десорбционное удаление 80-95% содержащегося в нефти сероводорода с последующей химической доочисткой нефти реагентом - нейтрализатором (патент RU 2349365, МПК В01D 19/00, опубликовано 20.03.2009).There is also a method of purification of oil from hydrogen sulfide and mercaptans, including dehydration and desalination, and blowing in a column equipped with a regular nozzle or contact devices with direct-flow phase interaction at a temperature of 35-70 ° C, absolute pressure of 0.15-0.50 MPa and specific gas consumption of 4-10 nm 3 per 1 ton of oil. In this case, desorption removal of 80-95% of the hydrogen sulfide contained in the oil is achieved, followed by chemical post-treatment of the oil with a reagent-neutralizer (patent RU 2349365, IPC
Основным недостатком данного способа является необходимость химической доочистки нефти и попадания продуктов реакции в товарную нефть, что негативно сказывается на качестве товарной нефти.The main disadvantage of this method is the need for chemical purification of oil and the ingress of reaction products into commercial oil, which negatively affects the quality of commercial oil.
Известен способ десорбционной очистки нефти от сероводорода, заключающийся в противоточном пропускании очищенного от сероводорода газа через объем нефти в колонном аппарате с насадкой АВР после концевой ступени сепарации при температуре 50-60°С, абсолютном давлении 0,12 МПа и удельном расходе отдувочного газа 3-9 нм3/м3 (~3,5-10,5 нм3/т), в котором степень очистки составляет 92-97% (Сахабутдинов Р.З., Шаталов А.Н., Гарифуллин P.M., Шипилов Д.Д., Мухаметгалеев P.P. Технология очистки нефти от сероводорода. // Транспорт и подготовка нефти. - 2008. - №7. - С.82-85).There is a method of desorption purification of oil from hydrogen sulfide, which consists in countercurrent passage of gas purified from hydrogen sulfide through an oil volume in a column apparatus with an ABP nozzle after the end separation stage at a temperature of 50-60 ° C, an absolute pressure of 0.12 MPa and a specific flow rate of off-gas 3- 9 nm 3 / m 3 (~ 3.5-10.5 nm 3 / t), in which the degree of purification is 92-97% (Sakhabutdinov R.Z., Shatalov A.N., Garifullin PM, Shipilov D.D. ., Mukhametgaleev PP Technology for the purification of oil from hydrogen sulfide. // Transport and oil preparation. - 2008. - No. 7. - P.82-85).
Известен другой режим десорбционной очистки и стабилизации нефти с использованием аппарата типа АВР (Установка глубокой дегазации нефти // «НТ НЕФТЬ И ГАЗ» / Технология и оборудование подготовки и переработки нефти и газа / http:/www.ntng.ru/index 1_5.html, 2007, ООО «НТ Нефть и Газ»). В соответствии с этим режимом дегазацию нефти производят при температуре 45°С, абсолютном давлении 0,25 МПа, расходе десорбирующего попутного газа ~10 нм3/т (~11,5 нм3/т). При этом остаточное содержание сероводорода в нефти снижается с 1000 мг/л до уровня 50 мг/л (~57 ppm) и ниже, а давление насыщенных паров (ДНП) - до 470 мм рт.ст.(62,6 кПа). Заметим, что в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 остаточное содержание сероводорода в нефти вида 1 не должно превышать 20 ppm, a ДНП для нефти группы 1 - 66,7 кПа (500 мм рт.ст.), содержание воды - 0,5 мас.%.There is another mode of desorption purification and stabilization of oil using an apparatus such as ABP (Installation for deep degassing of oil // NT NEFT AND GAS / Technology and equipment for the preparation and processing of oil and gas / http: /www.ntng.ru/index 1_5.html , 2007, NT Oil and Gas LLC). In accordance with this regime, oil is degassed at a temperature of 45 ° C, an absolute pressure of 0.25 MPa, a flow rate of a desorbing associated gas of ~ 10 nm 3 / t (~ 11.5 nm 3 / t). In this case, the residual content of hydrogen sulfide in oil decreases from 1000 mg / L to the level of 50 mg / L (~ 57 ppm) and lower, and the saturated vapor pressure (DNP) - to 470 mmHg (62.6 kPa). Note that in accordance with GOST R 51858-2002, the residual content of hydrogen sulfide in oil of type 1 should not exceed 20 ppm, and the DNP for oil of group 1 - 66.7 kPa (500 mm Hg), the water content - 0.5 wt.%.
Недостатком способа является снижение выхода товарной нефти из-за потери ею значительного количества пропан-бутановых и бензиновых фракций при повышении расхода отдувочного газа для увеличения степени очистки нефти.The disadvantage of this method is to reduce the yield of salable oil due to the loss of a significant amount of propane-butane and gasoline fractions while increasing the flow rate of stripping gas to increase the degree of oil refining.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ подготовки нефти и газа, включающий обезвоживание и обессоливание нефти в соответствующем блоке, десорбционную дегазацию с использованием растворенного в нефти газа путем его циркуляции по контуру, включающему блок дегазации нефти с десорбционной колонной и сепаратором горячей ступени сепарации, блок компримирования газа низкого давления, блок сероочистки газа низкого давления, вывод из контура циркуляции и утилизацию нецелевых продуктов (Андреев Е.И., Лесухин С.П. Разработка процесса извлечения сероводорода и стабилизации нефти месторождения Тенгиз отдувкой нефтяным газом // Проблема освоения нефтяных месторождений с аномальными свойствами. - Гипровостокнефть, Куйбышев: 1983. - С.99-111 - прототип). В данном способе десорбционную дегазацию нефти осуществляют с использованием насадочной колонны типа АВР с разделительной способностью 5 теоретических ступеней контакта. Способ позволяет совместить процессы стабилизации нефти и очистки ее от сероводорода.Closest to the proposed invention is a method for the preparation of oil and gas, including dehydration and desalination of oil in the corresponding unit, desorption degassing using gas dissolved in oil by circulating it along a circuit including an oil degassing unit with a desorption column and a hot separation stage separator, a compression unit low-pressure gas, low-pressure gas desulphurization unit, withdrawal from the circulation circuit and disposal of non-target products (Andreev E.I., Lesukhin SP the process of extraction of hydrogen sulfide and stabilization of oil from the Tengiz field by blowing with oil gas // The problem of developing oil fields with anomalous properties. - Giprovostokneft, Kuibyshev: 1983. - S.99-111 - prototype). In this method, desorption degassing of oil is carried out using an ABP packed column with a separation capacity of 5 theoretical contact stages. The method allows to combine the processes of stabilization of oil and its purification from hydrogen sulfide.
Недостатком известного способа является невысокая степень очистки и невысокий выход нефти в связи с потерей ею легких бензиновых компонентов (С4+) из-за большого расхода отдувочного (десорбирующего) газа, а также неизбежность выделения и утилизации нецелевых жидкофазных (очищенных и неочищенных) продуктов. Большой расход газа объясняется использованием колонны с недостаточно высокой разделительной способностью.The disadvantage of this method is the low degree of purification and low oil yield due to the loss of light gasoline components (C 4 +) due to the high consumption of stripping (stripping) gas, as well as the inevitability of the allocation and disposal of non-target liquid-phase (purified and unrefined) products. The high gas flow rate is explained by the use of columns with insufficiently high separation ability.
Задачей изобретения является повышение товарных свойств и выхода нефти, снижение расхода десорбирующего газа, а также упрощение технологии.The objective of the invention is to increase the marketability and yield of oil, reducing the consumption of stripping gas, as well as simplifying the technology.
Поставленная задача решается описываемым способом комплексной подготовки сероводородсодержащей нефти, включающим обезвоживание и обессоливание сероводородсодержащей нефти в соответствующем блоке, десорбционную дегазацию с использованием растворенного в нефти газа путем его циркуляции по контуру, включающему блок дегазации нефти с двухкаскадной десорбционной колонной и сепаратором горячей ступени сепарации, блок компримирования газа низкого давления, блок сероочистки газа низкого давления, вывод из контура циркуляции и утилизацию нецелевых продуктов, в котором отличительными признаками являются:The problem is solved by the described method for the comprehensive preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including dehydration and desalination of hydrogen sulfide-containing oil in the corresponding unit, desorption degassing using gas dissolved in oil by circulating it through a circuit including an oil degassing unit with a two-stage desorption column and a separator with a hot separation stage, a compressor block low-pressure gas, low-pressure gas desulfurization unit, withdrawal from the circulation circuit and disposal th non-target products in which the characterizing features are as follows:
- осуществление сероочистки газа в контуре циркуляции после его охлаждения и сепарации до компримирования;- the implementation of gas desulfurization in the circulation loop after cooling and separation prior to compression;
- проведение дегазации нефти в двухкаскадной десорбционной колонне, каскады которой связаны только по газу и снабжены струйными тарелками с мелкими щелевидными просечными элементами с сечением 2-3 мм2 и суммарным свободным сечением 2-4%;- oil degassing in a two-stage desorption column, the cascades of which are connected only by gas and equipped with inkjet plates with small slit-like perforated elements with a section of 2-3 mm 2 and a total free section of 2-4%;
- проведение дегазации нефти и сероочистки газа при абсолютном давлении 0,15-0,25 МПа, компримирование газа при 0,5-0,9 МПа;- oil degassing and gas desulfurization at absolute pressure of 0.15-0.25 MPa, gas compression at 0.5-0.9 MPa;
- рециклирование выведенного из блока компримирования и подлежащего утилизации нецелевого продукта (газового бензина) в нефть путем смешения в горячей ступени сепарации с выделением товарной нефти.- recycling derived from the compression unit and to be disposed of inappropriate product (gas gasoline) into oil by mixing in a hot separation stage with the release of marketable oil.
Кроме того, отличительными признаками заявляемого способа являются:In addition, the hallmarks of the proposed method are:
- осуществление сероочистки газа водным раствором аминов с использованием в абсорбционной и десорбционной колоннах струйных тарелок с мелкими щелевидными просечными элементами с сечением 2-3 мм2 и суммарным свободным сечением 8-12%;- the implementation of gas desulfurization with an aqueous solution of amines using in the absorption and desorption columns of inkjet plates with small slit-like perforated elements with a cross section of 2-3 mm 2 and a total free section of 8-12%;
- рециркуляция выводимых из блоков дегазации нефти и сероочистки газа нецелевых продуктов, конденсатов углеводородов и воды, до блока обезвоживания и обессоливания;- recirculation of non-target products, condensates of hydrocarbons and water removed from the oil degassing and gas desulphurization units, to the dehydration and desalination unit;
- ввод в контур циркуляции растворенного в нефти газа расчетного количества дополнительного углеводородного газа, причем ввод очищенного газа перед колонной дегазации, а неочищенного газа - перед блоком сероочистки газа;- introducing into the circulation circuit of the gas dissolved in the oil a calculated amount of additional hydrocarbon gas, the introduction of the purified gas in front of the degassing column, and the crude gas in front of the gas desulfurization unit;
- утилизация балансового избытка очищенного газа путем использования в системах автономного энергоснабжения установки.- Utilization of the balance excess of purified gas by using the unit in autonomous power supply systems.
Циркуляция растворенного в нефти газа по контуру «блок дегазации нефти - блок сероочистки газа - блок компримирования газа - блок дегазации нефти» позволяет упростить технологическую схему процесса подготовки нефти за счет исключения необходимости очистки жидкофазного нецелевого продукта (газового бензина). Дело в том, что основное количество жидкофазного нецелевого продукта образуется в блоке компримирования после охлаждения и сепарации. В предлагаемом способе газ подвергают сероочистке до компримирования, поэтому не требуется отдельная очистка этого продукта. Аналогичное решение известно из литературы (Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промышленных условиях. - М.: ООО «Недра - Бизнес центр». 1999. - С.225-233). В этом способе газ из колонны направляют непосредственно на сероочистку, в результате туда попадают высококипящие углеводороды, что нежелательно для процесса сероочистки (усиливает вспенивание). В предлагаемом способе этот недостаток устраняют путем охлаждения и сепарации газов после колонны дегазации до сероочистки.The circulation of gas dissolved in oil along the circuit "oil degassing unit - gas desulphurization unit - gas compression unit - oil degassing unit" allows to simplify the oil production process flow diagram by eliminating the need to clean a liquid-phase non-target product (gas gasoline). The fact is that the bulk of the liquid-phase non-target product is formed in the compression unit after cooling and separation. In the proposed method, the gas is desulfurized before compression, therefore, separate cleaning of this product is not required. A similar solution is known from the literature (Persiyantsev MN Improving the processes of oil and gas separation in industrial conditions. - M .: Nedra - Business Center LLC. 1999. - P.225-233). In this method, gas from the column is sent directly to the desulfurization, as a result, high-boiling hydrocarbons get there, which is undesirable for the desulfurization process (enhances foaming). In the proposed method, this disadvantage is eliminated by cooling and gas separation after the degassing column before desulfurization.
Проведение дегазации нефти в двухкаскадной колонне, каскады которой связаны только по газу (т.е. газовый поток проходит через тарелки обоих каскадов колонны, а нефть, введенная двумя равными потоками на верхние тарелки каскадов порознь, проходит по всем тарелкам каждого каскада также порознь, без смешения этих потоков нефти) и снабжены струйными тарелками с мелкими щелевидными просечными элементами с сечением 2-3 мм2 и суммарным свободным сечением 2-4% повышает эффективность процесса стабилизации нефти (снижение остаточного содержания сероводорода в нефти и давления ее насыщенных паров, а также расхода десорбирующего газа) за счет уменьшения вдвое мольного отношения жидкость:газ, образования тонкослойного мелкодиспергированного потока нефти, а также практически отсутствия провала жидкости даже при очень малом расходе газа. В качестве элемента таких тарелок может быть использовано, например, известное полотно (патент RU 2236900, МПК 7 В01J 19/32, опубликовано 27.09.2004).Oil degassing in a two-stage column, the cascades of which are connected only by gas (i.e., the gas flow passes through the plates of both stages of the column, and the oil introduced by two equal flows to the upper plates of the cascades separately, passes separately across all plates of each cascade, without mixing of these oil flows) and equipped with inkjet plates with small slit-like perforated elements with a section of 2-3 mm 2 and a total free section of 2-4% increases the efficiency of the oil stabilization process (reduction of the residual sulfur content hydrogen in oil and the pressure of its saturated vapors, as well as the flow rate of the stripping gas) by halving the liquid: gas ratio, the formation of a thin-layer finely dispersed oil stream, and the practically absence of a liquid dip even with a very low gas flow rate. As an element of such plates, for example, a well-known canvas can be used (patent RU 2236900, IPC 7 В01J 19/32, published September 27, 2004).
Проведение дегазации нефти и сероочистки газа при абсолютном давлении 0,15-0,25 МПа, компримирование газа при 0,5-0,9 МПа способствуют получению нефти с оптимальным сочетанием выхода и товарных свойств (давление насыщенных паров, ДНП, и остаточное содержание сероводорода). Это объясняется следующим образом:Carrying out oil degassing and gas desulfurization at an absolute pressure of 0.15-0.25 MPa, gas compression at 0.5-0.9 MPa contribute to the production of oil with the optimal combination of yield and commercial properties (saturated vapor pressure, DNP, and residual hydrogen sulfide content ) This is explained as follows:
- если давление в колонне дегазации нефти ниже указанного диапазона, оно будет недостаточно для осуществления сероочистки газа;- if the pressure in the oil degassing column is below the specified range, it will not be enough to carry out gas desulfurization;
- если давление выше - оно не обеспечивает требуемое качество нефти;- if the pressure is higher, it does not provide the required quality of oil;
- при компримировании газа ниже указанного предела снижается выход товарной нефти из-за меньшей конденсации газового бензина;- when compressing gas below the specified limit, the yield of salable oil is reduced due to less condensation of gas gasoline;
- при компримировании газа выше указанного предела ДНП товарной нефти может превысить допустимую величину, при этом повышается также расход десорбирующего газа.- when compressing gas above the specified limit of the DNP of commercial oil may exceed the permissible value, while the consumption of stripping gas also increases.
Авторам неизвестен способ комплексной подготовки нефти, осуществляемый именно при таком сочетании давлений в блоках дегазации нефти, сероочистки газа и его компримирования.The authors are not aware of the method of integrated oil treatment, carried out precisely with such a combination of pressures in the blocks of oil degassing, gas desulfurization and gas compression.
Рециклирование выведенного из блока компримирования и подлежащего утилизации нецелевого продукта в жидкой фазе, газового бензина, в нефть путем смешения в горячей ступени сепарации позволяет повысить выход товарной нефти за счет возврата газового бензина.Recycling of the non-target product in the liquid phase, gas gasoline removed from the compression unit and to be disposed of, into oil by mixing in the hot separation stage allows to increase the yield of marketable oil due to the return of gas gasoline.
Осуществление сероочистки газа водным раствором аминов с использованием в абсорбционной и десорбционной колоннах струйных тарелок с мелкими щелевидными просечными элементами с сечением 2-3 мм2 и суммарным свободным сечением 8-12% способствует повышению эффективности известного процесса очистки газа (Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и аппаратов переработки углеводородных газов: Справочное пособие. - М.: Химия, 1983. - С.5-55). Эффективность повышается за счет мелкого диспергирования абсорбента и образования развитой межфазной поверхности.The implementation of gas desulfurization with an aqueous solution of amines using in the absorption and desorption columns of jet plates with small slit-like perforated elements with a cross section of 2-3 mm 2 and a total free section of 8-12% helps to increase the efficiency of the known gas purification process (Kuznetsov A.A., Sudakov E.N. Calculations of the main processes and apparatuses for the processing of hydrocarbon gases: Reference manual. - M .: Chemistry, 1983. - P.5-55). Efficiency is increased due to fine dispersion of the absorbent and the formation of a developed interface.
Рециркуляция подлежащих утилизации нецелевых продуктов в жидкой фазе (газового бензина и воды) из блоков дегазации нефти и сероочистки газа в блок обезвоживания и обессоливания нефти способствует упрощению технологии за счет исключения необходимости их очистки. Способ, включающий рециркуляцию бензина в блок обезвоживания и обессоливания установки подготовки нефти, известен из литературы (Зарипов А.Г., Позднышев Г.Н. и др. Подготовка нефти с рециркуляцией части нестабильного бензина на ступень обезвоживания и обессоливания // Сбор, подготовка и транспорт нефти и воды. - Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНИИСПТнефть), Уфа: 1976. - С.63-69). В предлагаемом способе количество этого бензина мало (не более 0,1 мас.%) благодаря более четкому разделению газа и жидкости в колонне десорбции нефти, что снижает дополнительные затраты на рециркуляцию.Recycling of non-target products in the liquid phase (gas gasoline and water) to be disposed of from the oil degassing and gas desulphurization units to the oil dehydration and desalination unit helps simplify the technology by eliminating the need for their purification. A method involving the recirculation of gasoline in the dehydration and desalination unit of an oil preparation unit is known from the literature (Zaripov A.G., Pozdnyshev G.N. et al. Oil preparation with recirculation of a part of unstable gasoline to the stage of dehydration and desalination // Collection, preparation and oil and water transport - All-Union Research Institute for the Collection, Preparation and Transport of Oil and Oil Products (VNIISPTneft), Ufa: 1976. - P.63-69). In the proposed method, the amount of this gasoline is small (not more than 0.1 wt.%) Due to a clearer separation of gas and liquid in the oil desorption column, which reduces the additional cost of recirculation.
Ввод в контур циркуляции растворенного в нефти газа расчетного количества дополнительного углеводородного газа, причем очищенного газа - перед колонной дегазации, а неочищенного газа - перед блоком сероочистки газа, позволяет осуществить процесс подготовки нефти при недостаточном содержании в ней растворенного газа.The introduction of the calculated amount of additional hydrocarbon gas into the circulation circuit of the gas dissolved in oil, the purified gas in front of the degassing column and the crude gas in front of the gas desulfurization unit, allows the oil preparation process to be carried out with insufficient dissolved gas in it.
Утилизация балансового избытка очищенного газа (при избытке собственного растворенного в нефти газа) путем использования в системах автономного энергосбережения установки (см., например, OPRA Technologies. Энергия для вас и вашего дела. - С.1-17. www.mttby.com/img/opra/pdf), совместно с предыдущим отличительным признаком, обеспечивает ее работу без вовлечения извне тепловой и электрической энергии, а также снижает транспортные расходы.Disposal of the balance excess of purified gas (if there is an excess of its own gas dissolved in oil) by using the unit in autonomous energy saving systems (see, for example, OPRA Technologies. Energy for you and your business. - P.1-17. Www.mttby.com/ img / opra / pdf), together with the previous distinguishing feature, ensures its operation without involving external heat and electric energy, and also reduces transportation costs.
Выводимый из блока сероочистки газа нецелевой продукт (концентрат сероводорода) может быть утилизирован в блоке получения элементарной серы, например, методом Клауса, что позволяет осуществить весь процесс комплексной подготовки нефти без загрязнения окружающей среды.The non-target product (hydrogen sulfide concentrate) removed from the gas desulfurization unit can be disposed of in the elementary sulfur production unit, for example, by the Klaus method, which allows the entire process of complex oil preparation to be carried out without environmental pollution.
Таким образом, совокупность отличительных признаков предлагаемого способа позволяет достигнуть заявленного технического результата: повышение товарных свойств и выхода нефти, упрощение технологии ее подготовки, снижение расхода десорбирующего газа. Кроме того, появляется возможность самообеспечения установки тепловой и электрической энергией и снижения транспортных расходов.Thus, the set of distinctive features of the proposed method allows to achieve the claimed technical result: improving the marketability and yield of oil, simplifying the technology of its preparation, reducing the consumption of stripping gas. In addition, it becomes possible to self-supply the installation with heat and electric energy and reduce transportation costs.
Анализ известных способов и установок подготовки нефти показывает, что в данной области науки и техники нет объекта, аналогичного заявленной совокупности признаков с достижением такого же технического эффекта.An analysis of the known methods and installations for the preparation of oil shows that in the given field of science and technology there is no object similar to the claimed combination of features with the achievement of the same technical effect.
Сущность изобретения поясняется принципиальной технологической схемой, представленной на чертеже.The invention is illustrated by the flowchart shown in the drawing.
Нефть с концевой ступени сепарации поступает на установку (УКПН) по линии 1. После смешения с рециркулируемыми по линии 2 нецелевыми продуктами в жидкой фазе из блоков дегазации нефти и сероочистки газа ее подают по линии 3 на блок обезвоживания и обессоливания 4. На этот блок по линии 5 подают также пресную воду, по линии 6 осуществляют сброс пластовой воды, а по линии 7 выводят обессоленную и обезвоженную нефть и направляют ее на блок 8 десорбционной дегазации нефти. Данный поток нефти разделяют на два равных потока и подают по линиям 9 и 10 в двухкаскадную колонну дегазации 11, соответственно на верхние тарелки 12 и 13 каскадов. Все тарелки колонны - струйного типа и снабжены мелкими щелевидными просечными элементами 14. В низ колонны 11 подают по линии 15 циркулирующий десорбирующий (отдувочный) газ. Нефть из колонны 11 направляют по линии 16 в буферную емкость - сепаратор (ступень горячей сепарации) 17, где осуществляют окончательную дегазацию нефти совместно с поступающим (рециклируемым) из блока компримирования по линии 18 нецелевым продуктом в жидкой фазе (газовым бензином). Отсепарированную смесь нефти и газового бензина выводят по линии 19 и насосом 20 направляют по линии 21 в теплообменник 22, в котором эта смесь охлаждается за счет передачи тепла исходной нефти и выводится с установки в качестве товарной нефти по линии 23. Газ сепарации выводят из буферной емкости - сепаратора 17 и совместно с отбираемым с верха колонны 11 газовым потоком 25, а также дополнительным потоком неочищенного газа 26 подают по линии 27 в холодильник 28 и далее по линии 29 - в сепаратор 30. Газовую фазу из сепаратора 30 выводят по линии 31 и направляют на блок аминовой очистки 32, снабженный колонной абсорбции сероводорода водным раствором диэтаноламина и десорбционной колонной с ребойлером для регенерации абсорбента. Жидкую нецелевую углеводородную фазу из этого блока выводят по линии 33 и совместно с нецелевой жидкой фазой (смесью углеводородов и воды) из сепаратора 30, выводимой по линии 34, рециркулируют в исходную нефть по линии 2. Кислый газ, концентрат сероводорода, направляют из блока сероочистки 32 по линии 35 на установку получения элементарной серы. Очищенный газ из блока 32 подают по линии 36 на блок компримирования 37. Компримированные газы после охлаждения и сепарации выводят по линии 38 и совместно с дополнительным потоком очищенного газа, подаваемого по линии 39, рециркулируют в низ десорбционной колонны по линии 15 в качестве десорбирующего газа (суммарный газ).Oil from the end stage of separation goes to the unit (UKPN) via line 1. After mixing with non-target products recycled through
Балансовый избыток очищенного и компримированного газа выводят по линии 40 и направляют в качестве топлива для выработки тепловой и электрической энергии в мини-ТЭЦ 41, например, на газотурбинную (или газопоршневую) установку с когенератором для утилизации тепла. Часть теплового потока выводят по линии 42 и используют в ребойлере блока аминовой очистки газа 32. Другую часть теплового потока выводят по линии 43 и используют в блоке обезвоживания и обессоливания 4 для нагрева нефти. Эти части теплового потока, используемые для технологических целей, необходимы и достаточны для осуществления способа. Низкотемпературную часть теплового потока выводят по линии 44 и используют в отопительной системе УКПН. Полученную электрическую энергию выводят по линии 45 и используют на удовлетворение внутренних потребностей установки и на другие цели.The balance excess of purified and compressed gas is discharged via
Описанный способ иллюстрируется тремя расчетными примерами. Четвертый пример относится к известному способу. В таблице 1 приведены основные материальные потоки установки. Расходы потоков в мас.% рассчитаны для удобства относительно обезвоженной и обессоленной нефти, расход газов приведен без учета сероводорода. В таблице 2 представлены режимные параметры колонн блоков десорбционной дегазации нефти и аминовой очистки газа.The described method is illustrated by three calculation examples. A fourth example relates to a known method. Table 1 shows the main material flows of the installation. The flow rates in wt.% Are calculated for convenience regarding dehydrated and desalted oil, gas flow rates are given without taking into account hydrogen sulfide. Table 2 presents the operational parameters of the columns of the blocks desorption degassing of oil and amine gas purification.
Приведенные в таблицах 1 и 2 данные относятся к предлагаемому способу. В таблицу 3 сведены основные показатели предлагаемого и известного способов.The data in tables 1 and 2, the data refer to the proposed method. Table 3 summarizes the main indicators of the proposed and known methods.
Следует заметить, что нагрев нефти в печи в предлагаемом способе до 70°С связан с проведением процессов обезвоживания и обессоливания высоковязкой нефти - сырья проектируемой установки.It should be noted that heating the oil in the furnace in the proposed method to 70 ° C is associated with the dehydration and desalination of highly viscous oil - the raw materials of the designed installation.
Пример 1 иллюстрирует возможность осуществления процесса подготовки нефти без вовлечения дополнительного десорбирующего газа в контур циркуляции. Однако при этом балансовый избыток газа, используемый в качестве топлива, недостаточен для самообеспечения установки тепловой энергией, требуемой по технологии.Example 1 illustrates the possibility of implementing the process of oil preparation without involving additional stripping gas in the circulation circuit. However, in this case, the balance excess of gas used as fuel is insufficient for the self-supply of the installation with the thermal energy required by the technology.
В примере 2 необходимое и достаточное количество тепловой энергии, требуемой по технологии, обеспечивается путем ввода дополнительного очищенного от сероводорода углеводородного газа.In Example 2, the necessary and sufficient amount of thermal energy required by the technology is provided by introducing an additional hydrocarbon gas purified from hydrogen sulfide.
Пример 3 иллюстрирует возможность полного обеспечения установки тепловой энергией, включая ее отопительную систему, а также электрической энергией.Example 3 illustrates the possibility of fully providing the installation with thermal energy, including its heating system, as well as electric energy.
Пример 4 относится к известному способу. В таблице 3 сопоставлены основные показатели предлагаемого и известного способов.Example 4 relates to a known method. Table 3 compares the main indicators of the proposed and known methods.
Как видно из приведенных данных, основные показатели процесса в предлагаемом способе по сравнению с прототипом улучшены:As can be seen from the above data, the main process indicators in the proposed method compared to the prototype are improved:
- в товарной нефти снижается содержание сероводорода на 6,4 ppm и давление насыщенных паров на 129 мм рт.ст.;- in marketable oil, the hydrogen sulfide content is reduced by 6.4 ppm and saturated vapor pressure by 129 mm Hg;
- выход нефти повышается в среднем на 0,8 мас.%;- the oil yield rises by an average of 0.8 wt.%;
- расход десорбирующего газа снижается в 2,4 раза;- the consumption of stripping gas is reduced by 2.4 times;
- не требуется отбор и очистка газового бензина от сероводорода.- selection and purification of gas gasoline from hydrogen sulfide is not required.
Приведенные примеры доказывают, что предлагаемый способ позволяет решить поставленную задачу повышения товарных свойств и выхода нефти при упрощении технологии и существенном снижении расхода десорбирующего газа.The above examples prove that the proposed method allows to solve the problem of improving the marketability and oil yield while simplifying the technology and significantly reducing the consumption of stripping gas.
Claims (5)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009141769/04A RU2413751C1 (en) | 2009-11-11 | 2009-11-11 | Procedure for complex processing oil containing hydrogen sulphide |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009141769/04A RU2413751C1 (en) | 2009-11-11 | 2009-11-11 | Procedure for complex processing oil containing hydrogen sulphide |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2413751C1 true RU2413751C1 (en) | 2011-03-10 |
Family
ID=46311119
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009141769/04A RU2413751C1 (en) | 2009-11-11 | 2009-11-11 | Procedure for complex processing oil containing hydrogen sulphide |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2413751C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2586157C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of preparing oil containing hydrogen sulphide |
-
2009
- 2009-11-11 RU RU2009141769/04A patent/RU2413751C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Андреев Е.И., Лесухин С.П. Разработка процесса извлечения сероводорода и стабилизации нефти месторождения Тенгиз отдувкой нефтяным газом. Проблема освоения нефтяных месторождений с аномальными свойствами. - Куйбышев: Гипровостокнефть, 1983, с.99-111. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2586157C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of preparing oil containing hydrogen sulphide |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7635408B2 (en) | Methods and configurations for acid gas enrichment | |
CA2503656C (en) | Configurations and methods for acid gas and contaminant removal with near zero emission | |
CN104607000B (en) | C in a kind of oil refinery dry gas2、C3The recovery method of component, light hydrocarbon component and hydrogen | |
IE51368B1 (en) | Selective separation of hydrogen sulphide from gaseous mixtures | |
CN102863112A (en) | Phenol and ammonia wastewater recycling treatment method by using single tower for performing de-acidification and de-amination simultaneously | |
CN103771347A (en) | Method for converting hydrogen sulfide into crystalline sulfur by using anhydrous solvent | |
CN101898805A (en) | Two-tower stripping treatment method for sewage in coal chemical engineering equipment | |
US10702799B2 (en) | Systems and methods for enhanced separation of hydrogen sulfide and ammonia in a hydrogen sulfide stripper | |
RU2510640C1 (en) | Method for treatment of oil containing hydrogen sulfide and mercaptan | |
RU2413751C1 (en) | Procedure for complex processing oil containing hydrogen sulphide | |
CN102159679A (en) | Method and apparatus for recovering hydrogen in petroleum-based hydrocarbon desulfurization process | |
RU2409609C1 (en) | Method of stabilising hydrogen sulphide- and mercaptan-containing oil | |
US11266945B2 (en) | Combined acid gas removal and water filtration system | |
CN111548824A (en) | Combined process for recovering and separating refinery dry gas | |
RU2425090C1 (en) | Stabilisation and refining method of oil from light mercaptans and hydrogen sulphide | |
CN210645772U (en) | Produce acid gas purifier of multiple purity hydrogen sulfide | |
RU2708005C1 (en) | Method of purifying sulphurous alkali waste water | |
RU2325207C1 (en) | Device for vacuum distillation of raw predominantly petroleum raw | |
RU2658412C1 (en) | Method of the saturated amine solution degassing and installation for its implementation | |
CN111974191A (en) | Method and device for removing hydrogen sulfide in mixed gas through hydration | |
CN110548370A (en) | Acid gas purification process and device for producing hydrogen sulfide with various purities | |
CN114906897B (en) | Coking wastewater ammonia distillation treatment device and process method | |
RU2124929C1 (en) | Method of treating natural gas | |
CN116474522A (en) | Absorption stabilization process and system for increasing liquefied gas yield | |
CN112094666A (en) | Improved liquid hydrocarbon desulfurization method and system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141112 |