RU2529677C1 - Preparation of hydrogen-sulphide-bearing oil - Google Patents
Preparation of hydrogen-sulphide-bearing oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2529677C1 RU2529677C1 RU2013133539/04A RU2013133539A RU2529677C1 RU 2529677 C1 RU2529677 C1 RU 2529677C1 RU 2013133539/04 A RU2013133539/04 A RU 2013133539/04A RU 2013133539 A RU2013133539 A RU 2013133539A RU 2529677 C1 RU2529677 C1 RU 2529677C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- hydrogen sulfide
- pressure separator
- gas
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к способам подготовки сероводородсодержащей нефти с высокой концентрацией сероводорода и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке сероводородсодержащих нефтей, преимущественно на объектах, система нефтесбора которых предусматривает подачу нефти с одной установки подготовки на другую, не имеющих системы газосбора.The proposal relates to methods for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil with a high concentration of hydrogen sulfide and can be used in the oil and gas industry for the preparation of hydrogen sulfide-containing oils, mainly in facilities whose oil recovery system provides for the supply of oil from one treatment unit to another without a gas collection system.
Известен способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода, включающий окисление сероводорода кислородом воздуха в присутствии водно-щелочного раствора фталоцианинового катализатора (пат. RU №2109033, МПК C10G 27/10, опубл. 20.04.1998 г., Бюл. №11).A known method of purification of oil and gas condensate from hydrogen sulfide, including the oxidation of hydrogen sulfide with oxygen in the presence of an aqueous alkaline solution of a phthalocyanine catalyst (US Pat. RU No. 2109033, IPC C10G 27/10, publ. 04/20/1998, Bull. No. 11).
Недостатком данного способа является то, что после окисления сероводорода кислородом воздуха продукты их взаимодействия оказывают значительное влияние на результаты определения концентрации хлористых солей в товарной нефти по ГОСТ 21534-76, проявляющееся в их увеличении, а в ряде случаев отсутствии возможности их определения. Газ сепарации, выделившийся из нефти при давлении 0,5-0,8 МПа, после окисления сероводорода содержит значительное количество азота, а также углеводороды. Транспортирование или использование этого газа для нагрева нефти нецелесообразно, что предопределяет необходимость его сжигания на факеле.The disadvantage of this method is that after the oxidation of hydrogen sulfide by atmospheric oxygen, the products of their interaction have a significant impact on the results of determining the concentration of chloride salts in marketable oil according to GOST 21534-76, which is manifested in their increase, and in some cases there is no possibility of their determination. The separation gas released from oil at a pressure of 0.5-0.8 MPa, after the oxidation of hydrogen sulfide, contains a significant amount of nitrogen, as well as hydrocarbons. Transportation or use of this gas for heating oil is impractical, which determines the need for its flaring.
Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию, отдувку углеводородным газом в десорбционной колонне, последовательный ввод в нефть при перемешивании азотсодержащего основного и/или щелочного реагента и окислителя с последующей сепарацией (пат. RU №2196804, МПК C10G 27/06, опубл. 20.01.2003 г., Бюл. №2).A known method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including its multi-stage separation, stripping with hydrocarbon gas in a desorption column, sequential introduction of nitrogen-containing basic and / or alkaline reagent and oxidizing agent into oil with subsequent separation (US Pat. RU No. 2196804, IPC C10G 27/06, publ. January 20, 2003, Bull. No. 2).
Недостатком данного способа является то, что при проведении отдувки нефти газом, не содержащим сероводорода, образуется значительное количество сероводородсодержащего газа. На объектах подготовки сероводородсодержащей нефти, не имеющих системы газосбора, сероводородсодержащий газ с десорбционной колонны сжигают на факеле. При этом на факеле сжигают как легкие углеводороды C1-3, так и ценные бензиновые фракции, входящие в состав газа сепарации и отдувки. Это приводит к существенному снижению выхода товарной нефти, а сжигание значительного количества сероводородсодержащего газа на факелах - к загрязнению окружающей среды сернистыми соединениями.The disadvantage of this method is that when an oil is blown with a gas that does not contain hydrogen sulfide, a significant amount of hydrogen sulfide-containing gas is formed. At the facilities for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil that do not have a gas collection system, hydrogen sulfide-containing gas from a desorption column is flared. At the same time, both light hydrocarbons C 1-3 and valuable gasoline fractions, which are part of the gas of separation and blowing, are burned on a flare. This leads to a significant decrease in the yield of marketable oil, and the burning of a significant amount of hydrogen sulfide-containing gas in flares leads to environmental pollution by sulfur compounds.
Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ступенчатую сепарацию, отдувку в концевой ступени сепарации с последующим окислением сероводорода кислородом воздуха, растворенным в сырье под давлением до 2,5 МПа, в присутствии водно-щелочных или водно-аммиачных растворов фталоцианиновых катализаторов (каталитический комплекс - КТК) при температуре 20-70°C и далее сепарацию газа в сепараторах высокого и низкого давления, причем для отдувки в концевой ступени сепарации используют газ с сепаратора высокого давления (пат. RU №2269566, МПК C10G 27/06, опубл. 10.02.2006 г., Бюл. №4).Closest to the proposed method is the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including stepwise separation, blowing in the end separation stage, followed by oxidation of hydrogen sulfide with atmospheric oxygen dissolved in the feed under pressure up to 2.5 MPa, in the presence of aqueous-alkaline or aqueous-ammonia solutions of phthalocyanine catalysts ( catalytic complex - CPC) at a temperature of 20-70 ° C and then gas separation in high and low pressure separators, and gas with s High pressure comparator (Pat. RU №2269566, IPC C10G 27/06, publ. 10.02.2006, at Bul. №4).
Недостатком указанного способа является то, что окисление сероводорода кислородом воздуха в присутствии водно-щелочных или водно-аммиачных растворов фталоцианиновых катализаторов приводит к ухудшению качества товарной нефти вследствие загрязнения продуктами реакции, в результате чего в ней увеличивается «мнимое» количество хлористых солей. При промысловой подготовке нефти концентрация хлористых солей в ней после ступени обессоливания в большинстве случаев составляет 60-70 мг/дм3. При этом установлено, что при окислении 100 млн-1 сероводорода в нефти кислородом концентрация хлористых солей в ней за счет привнесения «мнимых» солей в виде продуктов реакции сероводорода с кислородом при проведении анализа увеличивается на величину около 15 мг/дм3. Эффективность отдувки сероводорода из нефти в концевой ступени сепарации в большинстве случаев не превышает 40%. Поэтому при очистке нефти с массовой долей сероводорода 500 ppm и более велика вероятность превышения концентрации хлористых солей в товарной нефти требуемого ГОСТ Р 51858-2002 значения, равного 100 мг/дм3. Также недостатком способа является высокий расход водно-щелочных или водно-аммиачных растворов фталоцианиновых катализаторов и, как следствие, значительные эксплуатационные затраты на подготовку сероводородсодержащей нефти.The disadvantage of this method is that the oxidation of hydrogen sulfide with oxygen in the presence of aqueous-alkaline or aqueous-ammonia solutions of phthalocyanine catalysts leads to a deterioration in the quality of marketable oil due to contamination with reaction products, resulting in an increase in the "imaginary" amount of chloride salts. During field preparation of oil, the concentration of chloride salts in it after the stage of desalination in most cases is 60-70 mg / dm 3 . It was found that in the oxidation of hydrogen sulfide -1 100 million in oil oxygen concentration of chloride salts therein by bringing "imaginary" salts as products of the reaction of hydrogen sulfide with oxygen in the analysis is increased by the amount of about 15 mg / dm 3. The efficiency of blowing hydrogen sulfide from oil in the final separation stage in most cases does not exceed 40%. Therefore, when refining oil with a mass fraction of hydrogen sulfide of 500 ppm or more, there is a greater likelihood of exceeding the concentration of chloride salts in the crude oil required by GOST R 51858-2002 to 100 mg / dm 3 . Another disadvantage of this method is the high consumption of aqueous-alkaline or aqueous-ammonia solutions of phthalocyanine catalysts and, as a result, significant operating costs for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil.
Техническими задачами предлагаемого способа являеются повышение качества товарной нефти за счет эффективной подготовки сероводородсодержащей нефти путем доведения концентрации хлористых солей до первой группы ГОСТ Р 51858-2002 - ниже 100 мг/дм3 при сохранении эффективности ее очистки от сероводорода, а также снижение расхода КТК.The technical objectives of the proposed method are to improve the quality of marketable oil due to the effective preparation of hydrogen sulfide-containing oil by bringing the concentration of chloride salts to the first group GOST R 51858-2002 below 100 mg / dm 3 while maintaining the efficiency of its purification from hydrogen sulfide, as well as reducing the consumption of CPC.
Поставленные технические задачи решаются описываемым способом подготовки сероводородсодержащей нефти, включающим очистку нефти от сероводорода ступенчатой сепарацией с последующим окислением сероводорода кислородом воздуха, растворенным в сырье под давлением до 2,5 МПа, в присутствии водно-щелочных или водно-аммиачных растворов фталоцианиновых катализаторов при температуре 20-70°C и далее сепарацию газа в сепараторах высокого и низкого давления.The stated technical problems are solved by the described method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil, including the purification of oil from hydrogen sulfide by step separation, followed by oxidation of hydrogen sulfide with atmospheric oxygen dissolved in feed under pressure up to 2.5 MPa, in the presence of aqueous-alkaline or aqueous-ammonia solutions of phthalocyanine catalysts at a temperature of 20 -70 ° C and further gas separation in high and low pressure separators.
Новым является то, что устанавливают дополнительный узел десорбционной очистки, при этом на очистку нефти от сероводорода ступенчатой сепарацией и окислением подают 40-60% от общей массы очищаемой нефти с последующей сепарацией газа в сепараторе высокого давления - 1-й поток, в дополнительный узел десорбционной очистки подают 40-60% от общей массы очищаемой нефти - 2-й поток, после чего потоки нефтей смешивают и направляют в сепаратор низкого давления, причем для отдувки в дополнительном узле десорбционной очистки нефти используют газ с сепаратора высокого давления, а смесь газов с узла десорбционной очистки и сепаратора низкого давления применяют в качестве топлива для нагрева нефти.What is new is that an additional desorption treatment unit is installed, while 40-60% of the total mass of the oil to be purified, followed by gas separation in a high pressure separator, is fed into the additional desorption unit to purify oil from hydrogen sulfide by step separation and oxidation of purification serves 40-60% of the total mass of oil being purified - the 2nd stream, after which the oil flows are mixed and sent to a low pressure separator, and gas from the separator is used for blowing in an additional unit for desorption oil purification ora high pressure, and gas mixture from the stripping treatment assembly and the low pressure separator used in a fuel oil for heating.
Сущность предложения заключается в следующем.The essence of the proposal is as follows.
При подготовке сероводородсодержащей нефти на ее очистку от сероводорода сепарацией и окислением подают 40-60% от общей массы очищаемой нефти - 1 поток. После окисления сероводорода поток нефти направляют в сепаратор высокого давления. Абсолютное давление в нем поддерживают на уровне 0,15-0,3 МПа. Для повышения качества товарной нефти устанавливают дополнительный узел десорбционной очистки, например десорбционную колонну, в которую подают 40-60% от общей массы очищаемой нефти - 2-й поток. Отдувку сероводорода из нефти в дополнительном узле десорбционной очистки осуществляют газом с сепаратора высокого давления. После очистки потоки нефтей смешивают и направляют в сепаратор низкого давления. Смесь газов с сепаратора низкого давления и узла десорбционной очистки используют для нагрева нефти.When preparing hydrogen sulfide-containing oil, 40-60% of the total mass of the oil being purified is fed to it for purification from hydrogen sulfide by separation and oxidation - 1 stream. After oxidation of hydrogen sulfide, the oil stream is sent to a high pressure separator. The absolute pressure in it is maintained at the level of 0.15-0.3 MPa. To improve the quality of commercial oil, an additional desorption treatment unit is installed, for example, a desorption column, into which 40-60% of the total mass of oil being purified is fed — the 2nd stream. Stripping of hydrogen sulfide from oil in an additional unit desorption treatment is carried out by gas from a high pressure separator. After cleaning, the oil streams are mixed and sent to a low pressure separator. A mixture of gases from a low pressure separator and a stripping unit is used to heat oil.
Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти представлен на чертеже, где 1 - подающий трубопровод первого потока нефти, 2 - нефтегазовый сепаратор концевой ступени сепарации, 3 - реактор, 4 - узел дозирования каталитического комплекса, 5 - смеситель, 6 - трубопровод подачи окислителя, 7 - нефтегазовый сепаратор высокого давления, 8 - нефтегазовый сепаратор низкого давления, 9 - подающий трубопровод второго потока нефти, 10 - узел десорбционной очистки нефти, 11 и 12 - газопровод, 13 - трубопровод отвода товарной нефти.The proposed method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil is shown in the drawing, where 1 is the feed pipe of the first oil stream, 2 is the oil and gas separator of the final separation stage, 3 is the reactor, 4 is the dosing unit of the catalytic complex, 5 is the mixer, 6 is the oxidizer supply pipe, 7 is the oil and gas high pressure separator, 8 - low-pressure oil and gas separator, 9 - supply pipeline of the second oil stream, 10 - site desorption oil refining, 11 and 12 - gas pipeline, 13 - pipeline for the removal of commercial oil.
Способ подготовки сероводородсодержащей нефти осуществляют следующим образом.The method of preparation of hydrogen sulfide-containing oil is as follows.
Сероводородсодержащая нефть после ступеней глубокого обезвоживания и обессоливания по отдельному трубопроводу 1 в количестве 40-60% от массы очищаемой нефти - 1-й поток подают в сепаратор 2 концевой ступени сепарации и далее на окисление сероводорода кислородом воздуха в реактор 3. С узла дозирования 4 в сероводородсодержащую нефть вводят КТК. В связи с тем что на окисление подают 40-60% от массы очищаемой нефти, значительно снижается КТК и, как следствие, затраты на подготовку (очистку) серо-водородсодержащей нефти. Затем нефть поступает в смеситель 5, в котором происходит эффективное перемешивание КТК с нефтью. Далее в сероводородсодержащую нефть по трубопроводу 6 подают окислитель, после чего нефть поступает в реактор 3. После реактора 3 поток нефти направляют в нефтегазовый сепаратор 7 высокого давления.Hydrogen sulfide-containing oil after stages of deep dehydration and desalination through a separate pipeline 1 in the amount of 40-60% of the mass of oil being purified - the first stream is fed to the
Второй поток сероводородсодержащей нефти после ступеней глубокого обезвоживания и обессоливания по отдельному трубопроводу 9 в количестве 40-60% от массы очищаемой нефти подают в дополнительный узел десорбционной очистки нефти 10, куда по газопроводу 11 поступает газ с сепаратора высокого давления 7. Поток нефти после узла десорбционной очистки 10 и сепаратора высокого давления 7 смешивают и направляют в сепаратор низкого давления 8. Смесь газов с узла десорбционной очистки 10 и сепаратора низкого давления 8 отводят по газопроводу 12 и используют в качестве топлива для нагрева нефти.The second stream of hydrogen sulfide-containing oil after stages of deep dehydration and desalination through a
Для предотвращения превышения концентрации хлористых солей в товарной нефти значения 100 мг/дм3 подготовку сероводородсодержащей нефти проводят двумя потоками с использованием дополнительного узла десорбционной очистки, что позволяет минимизировать влияние продуктов реакции сероводорода с кислородом на результаты определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76, а также обеспечить необходимое качество товарной нефти как по концентрации хлористых солей - ниже 100 мг/дм3, так и по массовой доле сероводорода в нефти - ниже 100 ppm.To prevent the concentration of chloride salts in the crude oil from exceeding 100 mg / dm 3, the preparation of hydrogen sulfide-containing oil is carried out in two streams using an additional desorption treatment unit, which minimizes the effect of the products of the reaction of hydrogen sulfide with oxygen on the results of determining the concentration of chloride salts in accordance with GOST 21534-76, and also provide the required quality of marketable oil both in the concentration of chloride salts — below 100 mg / dm 3 , and in the mass fraction of hydrogen sulfide in oil — below 100 ppm.
Предлагаемый способ апробирован в лабораторных условиях и иллюстрируется следующими примерами.The proposed method is tested in laboratory conditions and is illustrated by the following examples.
Опыты №1 и 2 выполняют согласно наиболее близкому аналогу предлагаемого способа. Сероводородсодержащую нефть плотностью 915 кг/м3 и вязкостью 130 мПа·с с массовой долей сероводорода 530 ppm, отобранную после ступени обессоливания, при температуре 60°C загружают в термостатированную модель сепаратора после предварительной ее продувки в течение 15 мин углеводородным газом, не содержащим сероводорода. Продувка газом необходима для удаления воздуха из модели сепаратора и предотвращения окисления сероводорода кислородом воздуха. Процесс сепарации нефти проводят при давлении 0,15 МПа. Сероводородсодержащий газ, выделившийся в процессе сепарации нефти, пропускают через два последовательных дрекселя с раствором ацетата кадмия для поглощения сероводорода из газа. Затем нефть загружают в реакционную камеру и при перемешивании в опыте №1 вводят 25%-ный водный раствор аммиака, взятый из расчета 1,5 моль NH4OH на 1 моль сероводорода, в опыте №2 - 5%-ный водно-щелочной раствор, взятый из расчета 2,0 моль NaOH на 1 моль сероводорода. Далее в нефть подают сжатый воздух в опыте №1 при давлении 0,6 МПа, в опыте №2 - 2,5 МПа в количестве 1 моль кислорода на 1 моль сероводорода. Реакционную смесь перемешивают, после чего давление в реакционной камере снижают до 0,3 МПа. При указанном давлении отбирают газ сепарации, смешивают с исходной нефтью, проводят сепарацию нефти при давлении 0,15 МПа, окисляют сероводород кислородом воздуха, снижают давление в реакторе до атмосферного и определяют остаточную массовую долю сероводорода, а также концентрацию хлористых солей в нефти.Experiments No. 1 and 2 are performed according to the closest analogue of the proposed method. Hydrogen sulfide-containing oil with a density of 915 kg / m 3 and a viscosity of 130 MPa · s with a mass fraction of hydrogen sulfide 530 ppm, selected after the desalination stage, is loaded at a temperature of 60 ° C in a thermostatic model of the separator after preliminary purging it for 15 min with hydrocarbon gas not containing hydrogen sulfide . Gas purging is necessary to remove air from the separator model and to prevent the oxidation of hydrogen sulfide by oxygen in the air. The oil separation process is carried out at a pressure of 0.15 MPa. Hydrogen sulfide-containing gas released during the oil separation process is passed through two successive drexels with a solution of cadmium acetate to absorb hydrogen sulfide from the gas. Then the oil is loaded into the reaction chamber and with stirring in experiment No. 1 a 25% aqueous solution of ammonia is introduced, taken at the rate of 1.5 mol NH 4 OH per 1 mol of hydrogen sulfide, in experiment No. 2 - 5% aqueous alkaline solution taken from the calculation of 2.0 mol of NaOH per 1 mol of hydrogen sulfide. Next, compressed air is supplied to the oil in experiment No. 1 at a pressure of 0.6 MPa, in experiment No. 2, 2.5 MPa in an amount of 1 mol of oxygen per 1 mol of hydrogen sulfide. The reaction mixture is stirred, after which the pressure in the reaction chamber is reduced to 0.3 MPa. At the indicated pressure, a separation gas is taken, mixed with the original oil, oil is separated at a pressure of 0.15 MPa, hydrogen sulfide is oxidized with atmospheric oxygen, the pressure in the reactor is reduced to atmospheric pressure, and the residual mass fraction of hydrogen sulfide as well as the concentration of chloride salts in the oil are determined.
Условия и результаты опыта приведены в таблице.The conditions and results of the experiment are shown in the table.
Опыты №3-7 выполняют согласно предлагаемому способу. Пробу сероводородсодержащей нефти, отобранную после ступени обессоливания, с массовой долей сероводорода 530 ppm разделяют на две пробы (два потока). Соотношения массы нефти по первому и второму потокам представлены в таблице. Первый поток загружают в термостатированную модель сепаратора. Процесс сепарации нефти проводят при давлении 0,15 МПа, затем загружают в реакционную камеру и при перемешивании вводят 25%-ный водный раствор аммиака, взятый из расчета 1,5 моль NH4OH на 1 моль сероводорода. Далее в нефть подают сжатый воздух при давлении 0,6 МПа в количестве 1 моль кислорода на 1 моль сероводорода. Реакционную смесь перемешивают, после чего давление в реакционной камере снижают до 0,3 МПа и отбирают газ. Вторую пробу нефти (второй поток) подают в верхнюю часть модели десорбционной колонны, а в нижнюю - газ, выделившийся при сепарации первого потока нефти при давлении 0,3 МПа. Далее потоки нефтей смешивают и проводят сепарацию нефти при атмосферном давлении.Experiments No. 3-7 are performed according to the proposed method. A hydrogen sulfide-containing oil sample taken after the desalination step, with a mass fraction of hydrogen sulfide 530 ppm, is divided into two samples (two streams). The ratio of the mass of oil in the first and second flows are presented in the table. The first stream is loaded into a thermostated separator model. The oil separation process is carried out at a pressure of 0.15 MPa, then it is loaded into the reaction chamber and 25% aqueous ammonia solution is taken with stirring, taken at the rate of 1.5 mol of NH 4 OH per 1 mol of hydrogen sulfide. Next, compressed air is supplied to the oil at a pressure of 0.6 MPa in an amount of 1 mol of oxygen per 1 mol of hydrogen sulfide. The reaction mixture is stirred, after which the pressure in the reaction chamber is reduced to 0.3 MPa and a gas is taken. The second sample of oil (second stream) is fed to the upper part of the desorption column model, and to the lower is the gas released during the separation of the first oil stream at a pressure of 0.3 MPa. Next, the oil flows are mixed and oil is separated at atmospheric pressure.
Опыт №8 выполняют согласно предлагаемому способу. Пробу сероводородсодержащей нефти, отобранную после ступени обессоливания, с массовой долей сероводорода 530 ppm разделяют на две пробы (два потока). Соотношения массы нефти по первому и второму потокам представлены в таблице. Первый поток загружают в термостатированную модель сепаратора. Процесс сепарации нефти проводят при давлении 0,15 МПа, затем загружают в реакционную камеру и при перемешивании вводят 5%-ный водно-щелочной раствор, взятый из расчета 2,0 моль NaOH на 1 моль сероводорода. Далее в нефть подают сжатый воздух при давлении 1,5 МПа в количестве 1 моль кислорода на 1 моль сероводорода. Реакционную смесь перемешивают, после чего давление в реакционной камере снижают до 0,3 МПа и отбирают газ. Вторую пробу нефти (второй поток) подают в верхнюю часть модели десорбционной колонны, а в нижнюю - газ, выделившийся при сепарации первого потока нефти при давлении 0,3 МПа. Далее потоки нефтей смешивают и проводят сепарацию нефти при атмосферном давлении.Experience No. 8 is performed according to the proposed method. A hydrogen sulfide-containing oil sample taken after the desalination step, with a mass fraction of hydrogen sulfide 530 ppm, is divided into two samples (two streams). The ratio of the mass of oil in the first and second flows are presented in the table. The first stream is loaded into a thermostated separator model. The oil separation process is carried out at a pressure of 0.15 MPa, then it is loaded into the reaction chamber and a 5% aqueous alkaline solution is taken with stirring, taken at the rate of 2.0 mol of NaOH per 1 mol of hydrogen sulfide. Next, compressed air is supplied to the oil at a pressure of 1.5 MPa in an amount of 1 mol of oxygen per 1 mol of hydrogen sulfide. The reaction mixture is stirred, after which the pressure in the reaction chamber is reduced to 0.3 MPa and a gas is taken. The second sample of oil (second stream) is fed to the upper part of the desorption column model, and to the lower is the gas released during the separation of the first oil stream at a pressure of 0.3 MPa. Next, the oil flows are mixed and oil is separated at atmospheric pressure.
Опыт №9 проводят в последовательности, аналогичной опыту №8. Отличием является то, что сжатый воздух подают при давлении 2,5 МПа. Повышение давления более 2,5 МПа нецелесообразно с точки зрения экономической эффективности, в частности увеличения энергетических затрат на фоне незначительного повышения степени очистки нефти от сероводорода.Experiment No. 9 is carried out in a sequence similar to experiment No. 8. The difference is that compressed air is supplied at a pressure of 2.5 MPa. An increase in pressure of more than 2.5 MPa is impractical from the point of view of economic efficiency, in particular, an increase in energy costs amid a slight increase in the degree of oil purification from hydrogen sulfide.
Во всех опытах с водно-щелочным или водно-аммиачным растворами используют фталоцианиновый катализатор с удельным расходом 0,00075 кг на тонну нефти, которые в отдельности в смеси с указанным катализатором образуют каталитический комплекс - КТК.In all experiments with aqueous-alkaline or aqueous-ammonia solutions, a phthalocyanine catalyst is used with a specific consumption of 0.00075 kg per ton of oil, which individually, when mixed with the specified catalyst, form a catalytic complex - CPC.
Условия и результаты опытов приведены в таблице.The conditions and results of the experiments are shown in the table.
Данные, представленные в таблице, показывают, что в наиболее близком аналоге предлагаемого способа (опыты №1 и 2) массовая доля сероводорода в нефти снижается до 80 ppm. При этом концентрация хлористых солей в нефти составляет 111 мг/дм3, что превышает нормативное значение, равное 100 мг/дм3.The data presented in the table show that in the closest analogue of the proposed method (experiments No. 1 and 2), the mass fraction of hydrogen sulfide in oil decreases to 80 ppm. Moreover, the concentration of chloride salts in oil is 111 mg / dm 3 , which exceeds the standard value equal to 100 mg / dm 3 .
Предлагаемый способ (опыты №3-9) позволяет снизить остаточную концентрацию хлористых солей в нефти ниже 100 мг/дм3 (ГОСТ 21534-76) при сохранении эффективности очистки нефти от сероводорода. При подаче на сепарацию и окисление (первый поток) менее 40% от общей массы очищаемой нефти снижается эффективность очистки нефти от сероводорода, при подаче на сепарацию и окисление более 60% от общей массы очищаемой нефти концентрация хлористых солей в нефти превышает нормативное значение, равное 100 мг/дм3. При подаче в узел десорбционной очистки (второй поток) менее 40% от общей массы очищаемой нефти концентрация хлористых солей в нефти превышает 100 мг/дм3, при подаче более 60% снижается эффективность очистки нефти от сероводорода.The proposed method (experiments No. 3-9) allows to reduce the residual concentration of chloride salts in oil below 100 mg / DM 3 (GOST 21534-76) while maintaining the efficiency of oil purification from hydrogen sulfide. When applying for separation and oxidation (first stream) less than 40% of the total mass of oil being purified, the efficiency of oil purification from hydrogen sulfide decreases, when applying for separation and oxidation of more than 60% of the total mass of oil being purified, the concentration of chloride salts in oil exceeds the standard value of 100 mg / dm 3 . When feeding to the desorption treatment unit (second stream) less than 40% of the total mass of the oil being purified, the concentration of chloride salts in the oil exceeds 100 mg / dm 3 , and when feeding more than 60%, the efficiency of oil cleaning from hydrogen sulfide is reduced.
Таким образом, для доведения качества товарной нефти по остаточной концентрации хлористых солей ниже 100 мг/дм3 при сохранении эффективности очистки нефти от сероводорода на сепарацию и последующее окисление подают 40-60% от массы очищаемой нефти, в узел десорбционной очистки - 40-60% от массы очищаемой нефти. Проведение очистки нефти от сероводорода по предлагаемому способу приводит к уменьшению расхода КТК.Thus, to bring the quality of marketable oil by residual concentration of chloride salts below 100 mg / dm 3 while maintaining the efficiency of oil purification from hydrogen sulfide, 40-60% of the mass of oil being purified is fed to the separation and subsequent oxidation, and 40-60% to the desorption purification unit from the mass of purified oil. Carrying out the purification of oil from hydrogen sulfide by the proposed method leads to a decrease in the consumption of CPC.
Предлагаемое сочетание физических и химического методов удаления сероводорода позволяет:The proposed combination of physical and chemical methods for the removal of hydrogen sulfide allows you to:
- повысить качество товарной нефти по остаточной концентрации хлористых солей при сохранении эффективности очистки от сероводорода;- to improve the quality of salable oil by the residual concentration of chloride salts while maintaining the efficiency of purification from hydrogen sulfide;
- снизить расход КТК.- reduce CPC consumption.
Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти технологичен и прост в исполнении. Его реализация возможна как на существующих УПВСН, так и на вновь проектируемых установках.The proposed method for the preparation of hydrogen sulfide-containing oil is technologically advanced and simple to implement. Its implementation is possible both on existing UPVSN, and on newly designed installations.
ppmMass fraction of H 2 S in crude oil,
ppm
мг/дм3 The concentration of chloride salts in oil,
mg / dm 3
°CTemperature,
° C
м3/тair
m 3 / t
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013133539/04A RU2529677C1 (en) | 2013-07-18 | 2013-07-18 | Preparation of hydrogen-sulphide-bearing oil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013133539/04A RU2529677C1 (en) | 2013-07-18 | 2013-07-18 | Preparation of hydrogen-sulphide-bearing oil |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2529677C1 true RU2529677C1 (en) | 2014-09-27 |
Family
ID=51656765
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013133539/04A RU2529677C1 (en) | 2013-07-18 | 2013-07-18 | Preparation of hydrogen-sulphide-bearing oil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2529677C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2824203C1 (en) * | 2024-05-27 | 2024-08-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of purifying hydrogen sulphide-containing oil |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4490246A (en) * | 1983-11-18 | 1984-12-25 | Uop Inc. | Process for sweetening petroleum fractions |
| RU2269566C1 (en) * | 2004-06-24 | 2006-02-10 | Государственное унитарное предприятие Республики Татарстан Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment process |
| US20060211906A1 (en) * | 2003-03-28 | 2006-09-21 | Berezutskiy Vladimir M | Method for purifying a liquid medium |
| RU2316377C1 (en) * | 2006-06-21 | 2008-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of preparing hydrosulfide-containing oil |
| RU2412740C1 (en) * | 2009-09-18 | 2011-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Installation for treatment of oil containing carbon sulfide |
-
2013
- 2013-07-18 RU RU2013133539/04A patent/RU2529677C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4490246A (en) * | 1983-11-18 | 1984-12-25 | Uop Inc. | Process for sweetening petroleum fractions |
| US20060211906A1 (en) * | 2003-03-28 | 2006-09-21 | Berezutskiy Vladimir M | Method for purifying a liquid medium |
| RU2269566C1 (en) * | 2004-06-24 | 2006-02-10 | Государственное унитарное предприятие Республики Татарстан Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment process |
| RU2316377C1 (en) * | 2006-06-21 | 2008-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of preparing hydrosulfide-containing oil |
| RU2412740C1 (en) * | 2009-09-18 | 2011-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Installation for treatment of oil containing carbon sulfide |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2824203C1 (en) * | 2024-05-27 | 2024-08-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of purifying hydrogen sulphide-containing oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2490309C2 (en) | Method of diesel fuel denitration | |
| RU2305123C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment | |
| CN104496099B (en) | Sodium sulfate wastewater method of comprehensive utilization in coal tar processing and device | |
| US8486338B2 (en) | Gas-liquid contactor | |
| CN103204470A (en) | Gas transformation deep purifying technique for separating and purifying CO and H2 of calcium carbide furnace | |
| US9597630B2 (en) | Gas scrubber system and method | |
| CN102125802A (en) | Method for recovering and purifying waste gas during crude benzene hydrogenation refining production | |
| RU2510640C1 (en) | Method for treatment of oil containing hydrogen sulfide and mercaptan | |
| CN110872205A (en) | Method for preparing acetylene by partial oxidation of natural gas | |
| RU2529677C1 (en) | Preparation of hydrogen-sulphide-bearing oil | |
| RU2442816C1 (en) | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil | |
| RU56207U1 (en) | INSTALLING OIL CLEANING (OPTIONS) | |
| CN101607859A (en) | A kind of technology of employing coke-oven gas for production of methane | |
| CN104098069A (en) | New process for extraction of hydrogen from coal gas | |
| RU2478686C1 (en) | Stabilisation and refining method of oil from hydrogen sulphide and mercaptans | |
| RU2316377C1 (en) | Method of preparing hydrosulfide-containing oil | |
| RU2220756C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process | |
| RU2283856C2 (en) | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process | |
| EP3511310B1 (en) | Device and method for increasing the content of methane in a current of biogas by means of a low-pressure airlift system | |
| RU2501594C1 (en) | Method of hydrogen sulphide- and mercaptan-bearing oil preparation | |
| CN205133532U (en) | Coke oven gas purifies and uses deamination device | |
| RU2557002C1 (en) | Method of oil preparation | |
| RU2597092C1 (en) | Method of preparing oil containing hydrogen sulphide | |
| RU2698891C1 (en) | Method of preparing hydrogen sulphide-containing oil with high concentration of hydrogen sulphide | |
| RU2708005C1 (en) | Method of purifying sulphurous alkali waste water |